Хроматографический анализ трансформаторного масла

г) влагосодержание

Метод измерения по ГОСТ 7822—75 или методом Карла Фишера по ИСО 1700.
Сушка масла до содержания менее 20 г/т требует достаточно эффективного оборудования. После первой заливки масло в трансформаторе должно иметь влагосодержание примерно на 10 г/т меньше нормативного. Чувствительность метода Фишера — 2 г/т, что выше, чем позволяет получить гидрокальцевый метод по ГОСТ-7822—75. Недостатком метода Фишера является то, что он не применим для окислившихся масел, т. к. реактив взаимодействует с продуктами окисления (органическими кислотами, спиртами, фенолами). В то же время гидрокальциевый метод может давать ошибки при определении влагосодержания в дегазированных маслах после их насыщения воздухом. Во время определения влагосодержания происходит растворение образующегося свободного водорода в масле, что искажает результаты.

Предельные значения диэлектрических характеристик трансформаторного масла

Показатель качества

Номинальное напряжение трансформатора

Предельно допустимые значения показателя качества

Перед заливкой

После заливки

В эксплуатации

Пробивное напряжение по ГОСТ 6581-75, кВ, не менее

Трансформаторы до 15 кВ включительно

30

25

20

до 35 кВ включительно

35

30

25

от 110 до 150 кВ включительно

65

60

35

от 220 до 500 кВ включительно

65

60

45

750 кВ

70

65

55

Тангенс угла диэлектрических потерь, по ГОСТ-6581-75, %, не более при температуре 70/90 °С

Силовые трансформаторы, высоковольтные вводы 110-150 кВ, 220-500 кВ, 750 кВ

«/1,5 -/0,5 -/0,5

-/2,0 -/0,7 «/0,7

10/15 7/10 3/5

Примечания: 1) за исключением масла марки ТКп (; 2) требования таблицы в некоторых случаях более высокие, чем согласно норм.

Предельные значения влагосодержания

Номинальное напряжение, кВ	35 > U	35 < U < 110	110 < U < 220	U > 220
Предельное влагосодержание в масле, г/т	40	35	30	25

Требования к качеству эксплуатационных масел

Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания	Категория электро- оборудования	Предельно допустимое значение показателя качества масла	Примечание
предназначенного к заливке в электро- оборудование	после заливки в электро- оборудование
1. Пробивное напряжение по ГОСТ 6581-75, кВ, не менее
до 15 кВ включительно	—	20	—
до 35 кВ включительно	—	25	—
от 60 до 150 кВ включительно	40	35	—
от 220 до 500 кВ включительно	50	45	—
750 кВ	60	55	—
2. Кислотное число по ГОСТ 5985-79, мг КОН/г масла, не более	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы	0,10	0,25	—
3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75, °С, не ниже	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы	Снижение более чем на 5°С в сравнении с предыдущим анализом	125	—
4. Влагосодержание по ГОСТ 7822-75, % массы (г/т), не более
Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы	0,0015 (15)	0,0025 (25)	Допускается определение данного показателя методом Карла Фишера или хроматогра-
Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы	—	0,0030 (30)	фическим методом по РД 34.43.107-95
по ГОСТ 1547-84 (качественно)	Электрооборудование, при отсутствии требований предприятий-изготовителей по количественному определению данного показателя	Отсутствие	Отсутствие	—
5. Содержание механических примесей:
ГОСТ 6370-83, % (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более);	Электрооборудование до 220 кВ включительно	Отсутствие (13)	Отсутствие (13)	—
РТМ 34.70.653-83, %, не более (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более)	Электрооборудование свыше 220 до 750 кВ включительно	0,0020 (11)	0,0030 (12)	—
6. Тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581-75, %, не более,	Силовые и измерительные трансформаторы, высоковольтные вводы:			Проба масла дополнительной обработке не подвергается
при температуре 70°С/90°С	110-150 кВ включительно	8/12	10/15	Норма tgd при 70°С
220-500 кВ включительно	5/8	7/10	факультативна
750 кВ	2/3	3/5	—
7. Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН/г, не более	Силовые трансформаторы, герметичные высоковольтные вводы, герметичные измерительные трансформаторы до 750 кВ включительно	0,014	—	Определение данного показателя производится по РД 34.43.105-89
Негерметичные высоковольтные вводы и измерительные трансформаторы до 500 кВ включительно	0,030	—	—
8. Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол) по РД 34.43.105-89, % массы, не менее	Трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы свыше 110 кВ	0,1	—	—
9. Содержание растворимого шлама, % массы, не более	Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные высоковольтные вводы, свыше 110 кВ	—	0,005	Определение данного показателя производится по РД 34.43.105-89
10. Газосодержание в соответствии с инструкциями предприятия-изготовителя, % объема, не более	Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы	2	4	Допускается определение хроматографическим методом по РД 34.43.107-95
11. Содержание фурановых производных, % массы, не более (в том числе фурфурола)*	Трансформаторы и вводы свыше 110 кВ	0,0015 (0,001)	—	Определение данного показателя производится хроматографическими методами по РД 34.43.206-94 или РД 34.51.304-94
Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания	Категория электро- оборудования	Предельно допустимое значение показателя качества масла	Примечание
предназначенного к заливке в электро- оборудование	после заливки в электро- оборудование

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

Составление протокола

Завершающий этап испытаний — составление протокола. Он оформляется в соответствии с установленными стандартами. В шапке документа необходимо указать тип масла, номер протокола и нормативы исследований по ГОСТу. Далее размещают таблицу с результатами исследований. В заключении специалист дает оценку возможности дальнейшего применения нефтепродукта, рекомендации по его регенерации или замене.

Зачастую лаборатории, проводящие подобные хроматографические испытания, имеют наработанную базу и оформляют документы в соответствии с установленным образцом. Это позволяет исключить канцелярские ошибки и составить протокол максимально быстро и качественно.

• В начало страницы
• Вернуться к статьям

Смотри! Испытание трансформаторного масла на пробой методика

Трансформаторное масло – выполняет функцию изолятора и охладителя, является минеральным веществом, изготовляется путем очищения фракции нефти. В конструкции выключателя его применяют для гашения дуги и изоляции.

Перед фактическим использованием в рабочих целях масляную субстанцию подвергают лабораторным исследованиям и испытаниям, на предмет соответствия ГОСТ и специальным нормам технических условий.

Данные нормы закреплены в специальных таблицах регламентирующей технический процесс документации. Основных предметов исследования субстанции несколько, их и рассмотрим.

Старение масла

Использование масла приводит к потере им технических характеристик, процесс именуют старением. Масло, как живой организм, в процессе эксплуатации видоизменяется, а свои функции с каждым эксплуатационным периодом выполняет хуже.

Чтобы понять, что жидкость состарилась, в ней измеряют следующие показатели:

• количество шлама;
• кислотное число;
• реакцию водной вытяжки.

Шлам при испытаниях виден в системе охладительных каналов, на электрооборудовании и на изоляции, где он обычно и откладывается. К его появлению приводит нарушение структуры вещества при старении.

Система, засоренная шламом, не охлаждается или делает это плохо, что приводит к ускоренной амортизации механических узлов (старению) самой системы. Подобное приводит к непредвиденным авариям (замыканиям, нарушениям целостности электросети) на оборудовании, которое исправно, согласно данным технического контроля.

Кислотное число – для трансформаторного масла определяется количественным содержанием калия в его составе.

Калий нужен для компенсации свободных кислотных соединений, при испытаниях определяют его количество в грамме тестируемого трансформаторного масла.

Если при анализе состава будет обнаружено, что калия в составе недостаточно, то принимается решение об отстранении трансформатора от работы. Постаревшее трансформаторное масло без калия говорит об отсутствии изоляции трансформатора, при этом появляются свободные токи, которые неизбежно разрушают устройство со временем.

Испытание вытяжкой – при помощи специальных индикаторов растворенную в воде пробу оценивают на содержание в ней свободных кислот и щелочей. Их излишек оповещает о старении, меняющимся цветом индикаторов.

Физические свойства

Физические свойства трансформаторного масла регламентируются техническим процессом и важны для его корректного выполнения.

Главными факторами, изучаемыми при анализе физических свойств, являются:

• скорость образования льда – лед, формирующийся на поверхности, падает на дно, обеспечивая циркуляцию неработающего трансформатора. Нормальные условия предполагают, что удельный вес субстанции меньше чем удельный вес льда;
• температура вспышки – она должна быть максимально высокой, ее снижение с течением времени делает трансформатор пожароопасным. Распадение структуры трансформаторного масла на составляющие приводит к резкому снижению температуры вспыхивания.

Если физические свойства трансформаторного масла нарушены, это говорит об усталости продукта и необходимости его замены.

Электрические свойства

Работа трансформатора безопасна, пока диэлектрическая прочность масла является нормальной. При снижении показателя со временем, работа трансформатора становится опасной для агрегата и людей эксплуатирующих его. Проверку производят маслопробойным агрегатом.

Прибор подключается к сети 220В, при вторичном напряжении в 60кВ. Жидкость заливают в фарфоровую емкость, внутрь которого помещены два дискообразных электрода, на расстоянии 2,5мм. Из жидкости отсасывают воду, воздух и иные мешающие проверке вещества. Помещаю жидкость в маслопробойник и оставляют на 20 минут, потом напряжение поднимают по несколько кВ в секунду.

Эксперимент проводится 6 раз, с промежутком в 10 минут. Первый результат отбрасывают, из оставшихся пяти высчитывают среднее арифметическое. Усредненный результат сравнивают с таблицами и выносят вердикт о его удовлетворительности.

При неудовлетворительных результатах проводят контрольную перепроверку, прежде чем принять окончательное решение.

Полезное видео

Дополнительную информацию по данной теме вы можете почерпнуть из видео ниже:

Кроме основных испытаний, трансформаторное масло проверяют на содержание добавок, стабильность, окисление, прозрачность, вязкость и иные характеристики согласно техническим условиям. Надежность используемого продукта важный гарант безопасности, им нельзя пренебрегать.

elektrika.wiki

Электрические свойства

Работа трансформатора безопасна, пока диэлектрическая прочность масла является нормальной. При снижении показателя со временем, работа трансформатора становится опасной для агрегата и людей эксплуатирующих его. Проверку производят маслопробойным агрегатом.

Прибор подключается к сети 220В, при вторичном напряжении в 60кВ. Жидкость заливают в фарфоровую емкость, внутрь которого помещены два дискообразных электрода, на расстоянии 2,5мм. Из жидкости отсасывают воду, воздух и иные мешающие проверке вещества. Помещаю жидкость в маслопробойник и оставляют на 20 минут, потом напряжение поднимают по несколько кВ в секунду.

Эксперимент проводится 6 раз, с промежутком в 10 минут. Первый результат отбрасывают, из оставшихся пяти высчитывают среднее арифметическое. Усредненный результат сравнивают с таблицами и выносят вердикт о его удовлетворительности.

Кислотность

Однако, это будет означать, что успех регенерации или очистки в большей части зависит только от времени процесса очистки.

Если использовались неподходящее оборудование или установки, масло может быть повреждено и его стабильность к окислению нарушена. Вследствие чего характеристики масла будут ухудшаться намного быстрее.

Можно смело гарантировать качество отрегенерированного масла, по меньшей мере на период до 2 лет с последующими очистками, при условии что трансформатор должным образом загерметизирован, атмосферный клапан обслуживался весь период и рабочие температуры трансформатора (масла и обмотки) не превышают допустимые температуры.

Гарантийный период зависит от начального качества масла, типа использованных изоляционных материалов и текущей окружающей среды.

Объем и периодичность испытаний

Согласно действующим нормам масло испытывается в следующих случаях:

1. В процессе хранения электрических аппаратов. Регулярность испытаний зависит от класса напряжения оборудования. Например, масло в устройствах до 35,0 кВ тестируется раз в полгода, а в оборудовании, рассчитанном на 110,0 кВ и более, испытания проводятся через каждые 4-е месяца. Если заправка производилась свежими трансформаторными маслами, то достаточно проверки электрической прочности, в противном случае выполняют сокращенный химанализ.
2. Перед запуском в работу. Проба из бака оборудования должна быть взята до включения трансформаторов или других устройств, использующих масло. Объем испытаний указывается производителем электрооборудования.
3. В процессе эксплуатации масляных выключателей, высоковольтных трансформаторов, специальных аппаратах измерения тока и т.д. Регулярность испытаний зависит от назначения оборудования и класса напряжения. Например, для силовых трансформаторов до 35,0 кВ, проводят испытания со следующей периодичностью:

• После запуска в работу 5 раз в течение первого месяца, при этом 3 теста должны быть выполнены в первые две недели, оставшиеся в последующие две недели.
• Далее производятся измерения с периодичностью в 4-е месяца.

Нормы приемо-сдаточных испытаний.

Объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторного масла.

В соответствии с требованиями ПУЭ трансформаторное масло на месте монтажа электрооборудования испытывается в следующем объеме:

1. Анализ масла перед заливкой в оборудование.

2. Анализ масла перед включением оборудования.

3. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании.

Анализ масла перед заливкой в оборудование.

Каждая партия поступившего с завода трансформаторного масла перед заливкой в оборудование должна подвергнуться однократным испытаниям по всем показателям, приведенным в табл. 2.14, кроме п.3. Значения показателей полученных при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 2.14.

Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 2.14, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.

Анализ масла перед включением оборудования.

Масло, вновь залитое в оборудование, перед его включением под напряжение после монтажа должно быть подвергнуто сохраненному анализу. В сокращенный анализ масла входят: определение минимального пробивного напряжения, качественное опре деление наличия механических примесей и взвешенного угля, определение кислотного числа, выяснение реакции водной вытяжки или количественное определение водорастворимых кислот и установление температуры вспышки. Нормы испытаний представлены в пп. 1-6 табл. 2.14, а для оборудования 110 кВ, кроме того, в п. 12 табл. 2.14.

Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании.

При заливке в электрооборудование свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, причем стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего мень шей стабильности.

Изменение физических свойств

От физических характеристик эксплуатационного масла напрямую зависит, насколько надежно будет функционировать электрическое оборудование

Поэтому в процессе проверки уделяется пристальное внимание следующим свойствам трансформаторного масла:

Допустимое значение плотности (удельного веса)

Важно, чтобы этот параметр уступал льду. Это связано с тем, что при образовании в неработающей установке льда (в зимний период), он формировался на дне бака, не создавая препятствий для свободной циркуляции в системе масляного охлаждения

Нормой считается плотность в пределах 860-880 кг/м3 при температуре равной 20,0°С. Соответственно законам физики, показатели удельного веса изменяются в зависимости от температуры (при нагреве – увеличиваются, а охлаждении — уменьшаются).

Критический нагрев масла до температуры воспламенения (температура вспышки). Этот параметр должен быть достаточно высоким, чтобы исключить возгорание, когда трансформатор, работая в режиме перегрузки, подвергается сильному нагреву. Нормой считается температура в пределах 125-135°С. Со временем, под воздействием частых перегревов, масло начинает разлагаться, что приводит к резкому снижению показателя температуры вспышки.

Показатель окисления (кислотное число) трансформаторного жидкого диэлектрика. Поскольку наличие кислот приводит к повреждению изоляции обмоток трансформатора, то важно определить их наличие. Кислотное число отображает количество (в мг.) гидроксида калия (KOH), необходимого для удаления следов кислоты в 1-м грамме продукта.

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

1.8.33. Трансформаторное масло на месте монтажа оборудования испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Анализ масла перед заливкой в оборудование. Каждая партия свежего, поступившего с завода трансформаторного масла должна перед заливкой в оборудование подвергаться однократным испытаниям по показателям, приведенным в табл. 1.8.38, кроме п. 3. Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 1.8.38.

Таблица 1.8.38. Предельные допустимые значения показателей качества трансформаторного масла.

Показатель качества масла	Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование	Масло непосредственно после заливки в оборудование
по ГОСТ 982-80* марки ТКπ	по ГОСТ 10121-76*	по ТУ 38-1-182-68	по ТУ 38-1-239-69	по ГОСТ 982-80* марки ТКπ	по ГОСТ 10121-76*	по ТУ 38-1-182-68	по ТУ 38-1-239-69
1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением:
– до 15 кВ	30	30	30	–	25	25	25	–
– выше 15 до 35 кВ	35	35	35	–	30	30	30	–
– от 60 до 220 кВ	45	45	45	–	40	40	40	–
– от 330 до 500 кВ	55	–	55	55	50	50	50	50
2. Содержание механических примесей	Отсутствие (визуально)
3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях	Отсутствие
4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,02	0,02	0,03	0,01	0,02	0,02	0,03	0,01
5. Реакция водной вытяжки	Нейтральная
6. Температура вспышки, °C, не ниже	135	150	135	135	135	150	135	135
7. Кинематическая вязкость, 1·10-6 м2/с, не более:
– при 20 °C	–	28	30	–	–	–	–	–
– при 50 °C	9,0	9,0	9,0	9,0	–	–	–	–
8. Температура застывания, °C не выше1	-45	-45	-45	-53	–	–	–	–
9. Натровая проба, баллы, не более	1	1	1	1	–	–	–	–
10. Прозрачность при +5 °C	Прозрачно
11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*):
– количество осадка после окисления, %, не более	0,01	Отсутствие	0,03	Отсутствие	–	–	–	–
– кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более	0,1	0,1	0,03	0,03	–
12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более2:
– при 20 °C	0,2	0,2	0,05	–	0,4	0,4	0,1	–
– при 70 °C	1,5	2,0	0,7	0,3	2,0	2,5	1,0	0,5
– при 90 °C	–	–	1,5	0,5	–	–	2,0	0,7

1 Проверка не обязательна для трансформаторов, установленных в районах с умеренным климатом.

2Нормы тангенса угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах см. в табл. 1.8.36.

Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 1.8.38, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.

2. Анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в п. 1-6 табл. 1.8.38, а для оборудования 110 кВ и выше, кроме того, по п. 12, табл. 1.8.38.

3. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в аппараты свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, при этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится только в случае смешения ингибированного и неингибированного масел.

Изменение электрических свойств

По сути, трансформаторное масло является диэлектрической средой, соответственно, показателями качества для него будут изоляционные характеристики. К таковым относятся:

Показатель диэлектрической прочности. Это характеристика пробивного напряжения, нормы которой устанавливаются в зависимости от класса электрооборудования. Допустимое соотношение между рабочим и пробивным напряжением показано ниже.

Таблица 1. Соотношение рабочего и пробивного напряжения.

Класс напряжения электроустановки (кВ)	Норма пробивного напряжения для электроизоляционных масел (кВ)
≤15,0	30,0
От 15,0 до 35,0	35,0
От 60,0 до 150,0	55,0
От 220,0 до 500,0	60,0
750,0	65,0

• Диэлектрические потери в изоляции, происходящие вследствие рассеивания электроэнергии в изоляционных материалах, под воздействием электрополя.
• Наличие воды и механических примесей (указываются в процентном содержании).

Электрические показатели, как и физические, со временем изменяются, что требует их проверки на соответствие нормам РД 34.45-51.300-97.

Нормы испытаний трансформаторного масла

Действующими Правилами предусмотрены следующие объемы испытательных проверок масла для трансформаторов:

• Анализ масла перед заливкой в электрооборудовании. Новую жидкость, поступившую для использования, обязательно испытывают по параметрам, предусмотренным ГОСТом.
• Анализ масла перед пуском электрооборудования. Масло анализируют по сокращенному варианту, определяют минимальное значение пробивного напряжения, температуру вспышки, наличие засорений и другие показатели.
• Анализ стабильности масла при смешивании. Проводится при использовании в электроустановках масла разных производителей и марок.

Это интересно: Максимальная токовая защита — принцип действия, назначение, схема

Методики испытаний

В современных лабораториях оценка качества нефтепродукта проводится по следующим методикам:

• полный анализ;
• химический сокращенный;
• анализ электрической прочности;
• хроматографический химический анализ.

Рассмотрим каждый из них подробнее.

Полный анализ

Метод направлен на выявление основных причин износа жидкости, позволяет определить срок дальнейшей возможной эксплуатации. Обычно применяется в случае необходимости получения максимально точных сведений о текущем состоянии нефтепродукта.

При этом типе испытаний проводятся следующие работы:

• замеряется количество механических примесей;
• устанавливается уровень диэлектрических потерь;
• определяется текущий коэффициент влажности;
• выявляется состав растворенных газов.

При отклонении хотя бы одного показателя от нормы необходима регенерация масла или его замена.

Сокращенный химический метод

Сокращенный анализ позволяет получить физико-химические свойства нефтепродукта в короткие сроки и с минимальным расходом реагентов. Методика подходит для проверки свежего масла каустобиолитового происхождения и восстановленного, в случае если качество регенерации вызывает сомнения.

При сокращенном методе анализируются следующие показатели:

• пробивное напряжение;
• наличие воды и шлаков;
• кислотное число;
• температура вспышки;
• реакция водной вытяжки.

По результатам исследования принимается решение о возможности эксплуатации конкретного вида масла.

Проверка электрической прочности

Трансформаторное масло в силовых агрегатах выполняет функцию жидкого диэлектрика. Чтобы понять, насколько эффективно жидкость справляется с данной задачей, необходимо рассчитать ее электрическую изоляционную прочность. Расчет выполняется по формуле:

E=U/h

где U – величина напряжения пробоя, а h – зазор между электродами.

Минимальное допустимое значение для диэлектрической среды – 30 кВ, для свежего масла оно выше (60 кВ). Если число изоляционной прочности падает, нефтепродукт необходимо заменить – появляется риск короткого замыкания, дуговых разрядов.

Хроматографический анализ

Особенность методики заключается в том, что она позволяет выявить дефекты в конструкционных узлах маслонаполненного оборудования, но практически не дает информации о свойствах и составе самой масляной среды. Регулярный хроматографический анализ позволяет:

• отслеживать динамику процессов износа в агрегатах;
• прогнозировать появление дефектов, выявляя проблему на начальном этапе;
• оценивать степень повреждения;
• определять место повреждения для выполнения ремонтных работ.

Для оценки используются семь основных газов: водород, метан, этан, этилен, ацетилен, угарный газ, углекислый газ. Трансформаторное масло содержит в растворенном виде и другие газы – кислород, пропан, бутан, бутен, но их исследование не получило широкого распространения.

Зависимость дефектов от газовых примесей наглядно отображена в таблице:

Вид газа	Вызываемые дефекты
Н2 (водород)	Дуговые разряды, высокий риск замыкания
СН4 (метан)	Перегрев масла и бумажно-масляной изоляции, появление искр
С2Н6 (этан)	Перегрев масла в диапазоне от 300 до 400℃
С2Н4 (этилен)	Нагрев жидкости и бумажно-масляной изоляции выше 600℃
С2Н2 (ацетилен)	Появление искрения, электрических разрядов
СО (угарный газ)	Старение и увлажнение нефтепродукта, ускоренный износ твердой изоляции
СО2 (углекислый газ)	Старение и перегрев твердой изоляции

С помощью хроматографического метода определяется множество видов дефектов трансформаторов.

Вид дефекта	Основные газы	Характерные газы
Перегрев токоведущих соединений и бумажно-масляной изоляции: выгорание контактов переключателей, нагрев креплений электростатического экрана, обрыв электростатического экрана	С2Н4	Н2, СН4, С2Н6
Ослабление винтов компенсаторов HH	С2Н2
Перегрев контактов отвода НН и шпильки проходного изолятора
Замыкание проводников обмотки
Перегрев элементов остова
Износ изоляции электротехнической стали
Нарушение изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок
Перегрев деталей от магнитных полей
Нарушение заземления магнитопровода
Износ изоляции амортизаторов
Появление разрядов	Н2	СН4, С2Н2
Искры и дуговые разряды	Н2	СН4, С2Н6
Повышенный износ или переувлажнение твердой изоляции	СО и СО2
Перегрев твердой изоляции	СО2

Для защиты установок жидкость необходимо либо очистить, либо заменить на свежую.

Способы

Существует несколько эффективных способов взятия образца. Типология меняется в зависимости от вида трансформатора и его технических характеристик.

В стеклянную емкость

Методика действенна в случае забора масла на общий химический анализ, в частности, проверку кислотности, напряжения, контакта с воздухом. Отбор происходит по следующему алгоритму:

• подготовить инвентарь, удалить влагу;
• открыть сливного отверстия тс;
• надеть чистый шланг, если этого необходимо;
• опустить конец на самое дно емкости;
• перекрыть вентиль крана маслоотбора;
• снять заглушку;
• надеть штуцер;
• спустить не меньше 2 литров грязного масла;
• вытереть чистой салфеткой кран;
• взять непосредственно пробу.

Емкость должна наполняться как минимум на 95 процентов от общего объема. Не допустимо, чтоб в процессе или во время транспортировки образовывались пузырьки воздуха на поверхности или внутри масляного состава.

Стеклянный шприц

Трансформаторный шприц применяется в том случае, если нужно избежать любого контакта с воздухом масла. Это необходимо, если речь идет о заборе состава для определения растворенных в них влаги и газа.

Сначала очищают бак тс от грязи и влаги — это обязательное условие. Затем пошаговый алгоритм взятия пробы, следующий:

• присоединить к штуцеру шланг с диаметром до 8 мм из резины;
• открыть вентиль (медленно, не допуская потока);
• слить первые 2 литра масла, так как со дна самые грязные;
• таким образом промыть штуцер и шланг, если он использовался ранее;
• промыть в процессе внутреннюю составляющую шприца маслом;
• повторить промывку 3 раза;
• для непосредственного забора шприц помещают строго вертикально и набирают масла столько, чтоб полностью удалить пузырьки воздуха.

Зачем нужно испытывать трансформаторы

Силовой трансформатор – важный передающий узел в составе мощной и сложной энергосистемы, обеспечивающей электропитанием значительное количество промышленных и бытовых энерго потребителей. Такой узел должен быть надежным и исправным продолжительное время, чтобы не происходило сбоя в полезной работе промышленных потребителей, не было недостачи в потреблении электроэнергии в быту обычными людьми.

Именно поэтому масляные и сухие силовые преобразователи напряжения постоянно испытывают:

• На заводах производителях многочисленными проверками и испытаниями на работоспособность – с целью гарантированного понимания, что сложное техническое устройство преобразования напряжения из одного класса в другой после изготовления полностью исправно и готово к дальнейшей работе на объекте;
• При монтаже в ансамбле системы снабжения, тестируя согласно специальной методике приемосдаточных испытаний – с целью понимания, что в момент транспортировки и последующей установки энергооборудования не произошло или не создано никаких дефектов или ошибок монтажа, которые не смогут обеспечить должное, стабильное питание необходимому количеству потребителей;
• Периодически в течении эксплуатации электроустановок и узлов, в результате которых также могут возникнуть определенные сбои или дефекты сложного передающего оборудования – для предотвращения предаварийных или аварийных режимов. Для выявления дефектов на ранних этапах и своевременного их устранения в эксплуатационном режиме с наименьшими потерями для всех энерго потребителей.

Подобный мониторинг, проверки работы силовых передающих устройств обеспечивают максимальное качество работы энергосистем в целом, а значит обеспечивается получение максимального количества и качества электроэнергии в промышленности и в бытовом секторе, что благоприятно влияет на уровень их коэффициента полезного действия.