Диагностика трансформаторного масла

Лабораторная работа № 2

 

Диагностика жидкой изоляции

 

г. Йошкар-Ола, 2003 г.

Лабораторная работа №2

Диагностика жидкой изоляции

 

Часть 1.

Цель работы: Практическое ознакомление с методикой проведения сокращенного химического анализа трансформаторного масла, с техническими средствами диагностирования (аппарат АИМ 80, мост Р-5026 ЛВН-67).

Ознакомление с требованиями к свежему и эксплутационному маслу, с ведением документации для маслонаполненных аппаратов.

ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ.

1. Аппарат АИМ-80

2.Мост Р-5026

3. Установка ЛВН-67.

Содержание работы.

1. Ознакомится с устройством аппарата АИМ-80, мостом Р-5026, установкой ЛВН-67.

2. Ознакомится с нормативными требованиями к свежему и эксплутационному трансформаторному маслу.

3. Экспериментально определить электрическую плотность (пробивное напряже­ние) образцов проб трансформаторного масла в стандартном разряднике с использованием аппарата АИМ-80.

4. Определить температуру вспышки образцов пробы масла.

5. Замерить тангенс угла диэлектрических потерь пробы трансформаторного масла при 20 С и 90 С.

6. Заполнить протокол сокращенного анализа трансформаторного масла.

1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ.

Все отечественные трансформаторные масла, поступающие на энергопредприятия должны отвечать требованиям ГОСТ, приведенным в таблице 1.

Сырьем для получения трансформаторных масел являются дистилянты из сле­дующих нефтей:

• анастасиевской, не требующих обессеривания и депарафинизации;

• смеси малосернистых бакинских, трсбуюпщх депарафинизации;

• смеси сернистых западно-сибирских требующих обессеривания и депарафинизации.

На энергопредприятиях применяются отечественные масла следующих ма­рок:

ТКп / ТУ 38.101.890-81 / - кислотной очистки из анастасиевской и бакинской нсфтей;

Т-750 /ГОСТ 982-80 /кислотно-щелочной очистки и контактной доочистки из анастасиевской нефти:

Т-1500 / ГОСТ 982-80 / кислотно-щелочной очистки, карбамидной депарафиниза-

ции и контактной доочисткн из бакинских нефтей,

Тап/ ТУ 38.101.281 -80 / - адсорбционной очистки из анастасиевской нефти;

ТСп / ГОСТ 10.121-76/- селективной очистки, низкотемпературной депарафинизации, контактной или гидроочистки из западно-сибирской нефтей;

ГК / ТУ 38.101.1025-85 / - гидрокрекинга и каталитической депарафинизации из западно-сибирских нефтей,

ГБ / ТУ 38.401.657-85 /- селективной очистки, каталитической депарафинизации из бакинских нефтей;

АГК/ ТУ 38.401.608-86 / - каталитической депарафинизации остаточной фрак­ции, глубокого гидрирования легкого газойля, каталитического крекинга из за­падно-сибирских нефтей:

МВ / ТУ 38.101.857-80 / - кислотно-щелочной очистки из специального дистилянта бакинских нефтей(предназначено для использования только в масляных выключа­телях).

Отечественные трансформаторные масла содержат минимальное количество серы (от долей до 0.12% массы). Поэтому в ГОСТ и ТУ и рекомендациях МЭК (международная электротехническая комиссия) содержание серы не регламентируется. Исключение составляет масло ТСП селективной очистки из запад­но-сибирских нефтей, выпускаемое по ГОС Т 10121 -76, в котором допускается содержание серы до 0,6% массы.

Масла должны отвечать требованиям МЭК но тангенсу угла диэлектриче­ских потерь ( не более 0.5 % при 90° С), по температуре застывания (t не выше 45 С).

Более низкую температуру застывания имею масла марок ТАД, Т-750, АГК и МВ (ниже -50;-55;-60;-70 С соответственно). Последние две марки масел (АГК и МВ) специально предназначены для работы в арктических условиях.

По вязкости при 50° С все марки трансформаторных масел имеют одина­ковое значение (кроме масел АГК и МВ, вязкость которых при 50° С значительно ниже, чем у остальных (5 и 2 с СТ) соответственно).

По показателю против окислительной стабильности товарные масла суще­ственно отличаются друг от друга и их условно можно разбить на три группы:

1. Группа - масла марок ТКп, Тап, ТСп.

2. Группа - масла марок Т-1500, Т-750.

3. группа - масла марок ГК, Г Б, АГК.

Если принять индукционный период окисления масел 1 группы за 1, то для масел 2 группы он продолжительнее в 2- 2,5 раза, а для масел 3 группы в 4-5 раз, т. е. при одинаковых условиях эксплуатации срок службы масел 3 группы бу­дет больше, чем масел 1 группы.

При правильной эксплуатации трансформаторных масел срок их службы должен соответствовать сроку службы электрооборудования.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ.

Маслонаполненное оборудование можно классифицировать следую­щим образом:

• по назначению: силовые трансформаторы, реакторы, высоковольтные вводы,

Требования действующих ГОСТ и ТУ к качеству отечественных трансформаторных масел

Показатель	Марка и значение показателя качества материала
	ГК ТУ 38.101.1025-85	ГБ ТУ 38.401.657-85	Т-1500 ГОСТ 982-80	Т-750 ГОСТ 982-80	ТКп ТУ 38.101.890-81	ТАп Ту 38.101.281-80	ТСп ГОСТ 10121-76	АГК ТУ 38.401.608-86	МВ ТУ 38.101.857-80	Наименование нормативно-технического документа
Вязкость кинематическая, мм / с						-		800 (при -40 С)	150 (при -50 С)	ГОСТ 33-82
при 50 С, не более
при -30 С, не более
Кислотное число, мг КОН на 1г масла, не более	0,01	0,01	0,01	0,01	0,02	0,02	0,02	0,01	0,02	ГОСТ 5985-79
Темпер. Вспышки в закрытом тигле, С									94 (в откр. тигле)	ГОСТ 6356-75
Содержание водорастворимых кислот и щелочей	-	-	Отсутствие	Отсутствие	Отсутствие	-	Отсутствие	-	Отсутствие	ГОСТ 6307-75
Содержание механических примесей	Отсутствие
Температура застывания, С	-45	-45	-45	-55	-45	-50	-45	-60	-70	ГОСТ 20287-74
Зольность, % не более	-	-	-	-	-	0,005	0,005	-	-	ГОСТ 1461-75
Натровая проба, оптическая плотность, не более	-	-	0,4	0,4	0,4	-	0,4	-	-	ГОСТ 19296-73
Прозрачность при 5 С	-	-	Выдерживает	Выдерживает	-	-	Прозрачно	-	-	ГОСТ 982-80
Испытание коррозионного воздействия на пластике из меди М1 или М2 по ГОСТ 895-78	Выдерживает	Выдерживает	-	Выдерживает	Выдерживает	-	-	Выдерживает	Выдерживает	ГОСТ 2917-76
Тангенс угла диэлектрических потерь, град., не более, при 90 С	0,5	0,5	0,5	0,5	2,2	0,5	1,7	0,5	0,5	ГОСТ 6581-75
Стабильность против окисления	0,04   0,015 0,10 155С,14ч, 50мл/мин	0,05   0,010 0,10 155С, 14ч, 50 мл/мин	0,05   Отсутствие 0,2 130С, 14ч, 50 мл/мин	0.005   Отсутствие 0,2 130С, 14ч, 50 мл/мин	0,008   0,01 0,10 120С, 14ч, 200 мл/мин	0,008   0,008 0,05 120С, 14ч, 200 мл/мин	0,005   Отсутствие 0,1 120С. 14ч, 200 мл/мин	0,04   Отсутствие 0,1 155С, 14ч, 50 мл/мин	-   Отсутствие 0,1 130С, 30ч, 50 мл/мин	ГОСТ 981-75
масса летучих кислот, мг КОН на 1г
массовая доля осадка, % не более
кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1г масла
условия процесса окисления
Стабильность против окисления метод МЭК, индукционный период			-	-	-	-	-		-	Публикация МЭК 497
Плотность при 20 С, кг на м										ГОСТ 3900-85
Цвет на калориметре ЦКТ, един. ЦКТ, не более			1,5		-	-			-	ГОСТ 20284-74
Содержание серы, % не более	-	-	-	-	-	-		-	-	ГОСТ 19121-73
Содержание ионола, % не более	0,25-0,3	0,3	0,4	0,4	0,2	0,3	0,2	0,3	0,2	-

 

масляные выключатели, генераторы с масляным охлаждением;

по виду охлаждения маслонаполненных трансформаторов (в соответствии с требованиями ГОСТ 11577-85): естественная циркуляция воздуха и масла М (ОИАИ);

принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла – Д (ОИАF);

естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с нена­правленным потоком масла - МУ (ОFАИ);

естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с напра­вленным потоком масла НМУ (ОДАИ);

принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком ма­сла – ДУ (ОFАF);

принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла – НДУ (ОДАF);

принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла – Ц (ОFWF);

принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла - НУ(ОДWF).

В скобках дано международное обозначение видов систем охлаждения при­нятое МЭК.

. по напряжению: до 15 кв; 15-35 кв; 60-150 кв; 220-500 кв; 7 50 кв; 1150 кв.

• по габаритам:

1-й габарит S до 100 кВа до 35 кВ;

2-й габарит 100-1000 кВа —/—

3-й габарит 1000-6300 кВа —/—

4-й габарит свыше 6300 кВа — / —

5-й габарит до 32000 кВа 35-110 кВ

6-й габарит 32000 80000 кВа 35-110 кВ

7-й габарит свыше 80000 до 200000 кВа до 330 кВ

8-й габарит свыше 200000 кВа до 330 кВ

независимо от S U = 330 кВ и более. Трансформаторные масла независимо по их состоянию классифицируются на сле­дующие:

• свежее, поступающее от завода изготовителя с отклонением по влаго и газосодержанию;

• чистое, сухое, прошедшее обработку из состояния "свежее" соответствующее всем нормируемым показателям и готовое к заливке в оборудование;

• регенерированное, отработанное, прошедшее очистку, восстановленное до тре­бований нормативно-технической документации и пригодное к дальнейшему применению;

• эксплутационное, залитое в оборудование, показатели которого соответству­ют нормам на эксплутационное масло;

• отработанное масло.

З.ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ СВЕЖИХ ТРАНСФОР­МАТОРНЫХ МАСЕЛ.

Правила подготовки трансформаторного масла перед заливом в силовые трансформаторы 110 кВ и выше приведены в “РД 16.363-87. Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.”

Качество свежего масла вновь поступившего на энергопредприятие и хранящегося в резервуарах масляного хозяйства должно отвечать требованиям ГОСТ и ТУ (табл. 1). Поступающая с завода партия трансформаторного масла должна иметь паспорт или сертификат предприятия поставщика, в котором указываются показатели качества масла, подтверждающие соответст­вие требованиям ГОСТ или ТУ.

Проба масла должна отбираться в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85 из емкости, в которой транспортировалось трансформаторное масло.

Отобранная проба трансформаторного масла должна подвергаться следующим лабораторным испытаниям:

• до слива из цистерны - сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения), определяется , температура застывания;

• слитое в бочки масляного хозяйства - сокращенному анализу;

•находящееся в резерве сокращенному анализу (не реже одного раза в три года) и проверке на пробивное напряжение (один раз в год). В объем сокращенного анализа масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки (содержание водораство­римых кислот и щелочей), визуального определения механических примесей и нерастворимой воды. При отрицательных показателях заводу-поставщику предъявляется рекламация.

Свежие и сухие и подготовленные к заливу масла в оборудование до и по­сле залива должны соответствовать допустимым значениям показателей качества, указанные в таблице 2.

Свежее, сухое трансформаторное масло перед заливкой его во вводимое в эксплуатацию электрооборудование, поставляемое без масла, должно испы­тываться по показателям пп. 1.4.5.6.7, а для трансформаторов напряжением 110кВ и выше также по пп. 2.3. Перед заливкой в трансформаторы с пленочной защитой масло должно быть испытано по показателям 2.8 (табл.2.).

Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно при хранении их более одного года должно бьпъ испытано по показателям пункта 1, а из тр-ров напряжением 110 кВ и выше по показателям пп.1-4 не реже одного раза в два месяца (табл.2.).

Из трансформаторов, транспортируемых без масла до начала монтажа должен быть произведен отбор масла (со дна). Пробивное напряжение остатков масла в тр-рах должно бать не менее кВ.

Тр-ры напряжением 110-220 кВ -35

Тр-ры напряжением 330-500 кВ -45

Масло из тр-ров напряжением до 110 кВ и выше, поставляемых с маслом, дол­жно бьпъ испытано до начала монтажа по показателям пп.1-7 (табл.2.).

Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, транс­портируемых с маслом, при отсутствии заводского протокола испыта­ния масла должно быть проверено перед включением тр-ра по показателям пп. 1.4.5.6.7. (табл.2.).

Масло из тр-ров S=1000 кВа включительно напряжением U=35кВ включитель­но, транспортируемых заполненными маслом, при наличии документов с удовлетворяющим нормам показателя заводского испытания, проведенного не бо­лее чем за 6 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1 и 6.

Масло из тр-ров напряжением до 35 кВ включительно перед вводом в ра­боту после монтажа должно быть испытано по показателям пп. 1.4.5.6.7;

Таблица 2

Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла, подготовленного и залитого в электрооборудование.

	Значение показа-	значение	наименование
Наименование	теля качества	показателя качества	нормативно-
	тра­нсформаторного	трансфор­-	техиического
	нсформаторного	маторного масла	документа
	масла до залива	после залива в
	в эдектрооборуд,	электро-­
		оборудование
1.Пробивное напряжение, кВ, не			ГОСТ 6581-75
менее, для трансформаторов,
аппаратов и вводов
напряжением:
до15кВ
св.15 до 35 кВ
от 60 до 150 кВ
от220кВ
500 кВ
750 хВ
1150 кВ
2. Массовое влагосодержание, %			ГОСТ 7822.75
(г/т), не более для:
трансформаторов с пленочной	0,001(10)	0.001(10)
или азотной защитой
для трансформаторов без	0,0020(20)	0.0025(25)
специальных защит
3. Тангенс угла диэлектрических			ГОСТ 6581-75
потерь, %.не более, при 90° С
до 500 кВ вкл.	2.2	2.6
750 кВ	0»5	0,7
1150 кВ	0.5	0.5
4.Кислотное число, мг КОН / г			ГОСТ 5985-79
масла, не более
до 500 кВ вкл.	0.02	0.02
св.500КВ	0.01	0.01
5. Содержание растворимых	Отсутствие	Отсутствие	ГОСТ 6307-75
кислот
и щелочей
6. Содержание механических
примесей, % массы (г / т), не
более
до750кВ вкл	Отсутствие	Отсутствие	ГОСТ 6370-83
силовые трансформаторы 1150кВ	0.0005(5)	0.0005(5)	РТМ 34-70-653-
7 Температурные вспышки в			ГОСТ 6356-75
закрытом тигле. °С, не ниже
8. Гаэосодержание % объема, не	0,1	0,2	Инструкция
более (для герметичного			завода-
электрооборудования)			изготовнтеля

 

Примечание: 1. Проба трансформаторного масла для определения значения дополнительной обработке не подвергается.

2.Проверку газосодержания масла допускается проводить абсорциометрами, установленными в дегазационных установках в лаборатории хроматографическим методом.

 

 

из тр-ров U= 110 кВ и выше -дополнительно по показателям пп. 2 и 3.

Масло из трансформаторов с пленочной защитой, кроме того, должно испытываться по показателям пп. 2 и 8, а масло из трансформаторов с азотной защитой - по показателю п.2 (табл.2.).

Для масел из измерительных тр-ров должны быть произведены следующиеиспытания (табл.2).

Свежее сухое трансформаторное масло перед заливкой его в измерительные тр-ры должно быть испытано по пунктам 1.4.5.6.7, а для измерительных тр-ров напряжением 220кВ и выше дополнительно по пунктам 2 и 3.

Масло из тр-ров тока напряжением 35 кВ и выше после их монтажа долж­но быть испытано по пп. 1.4.5.6.7.

Масло из измерительных тр-ров напряжением 110 кВ и выше, а также 35кВ с объемами масла 30 кг и более, после монтажа должно быть испытано по пп. 1.4.5.6.7. Из тр-ров напряжением до 30 кВ включительно с объемом мас­ла менее 30кг пробы масла могут не отбираться, полная замена мас­ла допускается лишь по ухудшению характеристик изоляции.

Для масел из масляных выключателей испытание должно проводится по пп. 1 и 6 (см. табл.2.), при вводе выключателей в эксплуатацию после монтажа, капитального и внепланового ремонта.

У баковых выключателей испытание должно проводиться до и после за­ливки масла, а у маломасляных выключателей всех напряжений - до заливки масла.

Свежее сухое тр-ное масло перед заливкой во вводы должно испыты­ваться по пп. 1.4.5.6.7.(табл. 2.), а для вводов на напряжение 220 кВ и выше - дополнительно по п. 3. Масло, предназначенное для заливки герметичных вводов, должно быть дегазированным.

Масло из негерметичных маслонаполненных вводов после монтажа ис­пытывается по пп. 1.4.5.6.7.

4. ЭКСПЛУТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ЕГО КАЧЕСТВУ.

Требования к качеству эксплутационных трансформаторных масел в за­висимости от типа оборудования, класса напряжения и мощности, методы испытания и меры, принимаемые в случае превышения предельно допус­тимых значений некоторых показателей качества трансформаторных масел приведены в таблице 3.

В процессе эксплуатации трансформаторного масла выполняется со­кращенный анализ масла, при необходимости выполняются различные ис­пытания масла, входящие в объем полного анализа (помимо сокращенного ана­лиза).

Объем эксплутационного контроля включает в себя сокращенный или по­лный анализ масла.

Сокращенный анализ масла включает в себя определение следующих пока­зателей качества:

• внешнего вида и цвета;

• наличие механических примесей и свободной воды (визуальное);

пробивного напряжения;

• кислотного числа;

• температуры вспышки;

•реакции водной вытяжки (количественное определение содер­жания водорастворимых кислот выполняется при кислой ре­акции водной вытяжки).

Как правило, при нормальной эксплуатации, когда показатели качества эк­сплутационного масла не приближаются к предельно допустимым значениям и не наблюдается ухудшения характеристик твердой изоляции, сокращен­ного анализа достаточно доя контроля состояния масла и прогнозиро­вания срока службы масла.

Полный анализ масла помимо испытаний, входящих в объем сокра­щенного анализа, включает определение следующих показателей:

• тангенса угла диэлектрических потерь при 90 С (при необходимости также при других температурах, например при 20 С и 70 С);

• количественного содержания механических примесей;

• количественного содержания воды;

•газосодержания;

• наличия растворенного шлама (потенциального осадка);

• содержания антиокислительной присадки, ионол;

• стабильности против окисления.

Полный анализ эксплутационного масла следует производить при приближении одного или нескольких показателей качества масла к предельно допустимому значению, а также при ухудшении характеристик твердой изо­ляции и (или) интенсивном старении масла с целью определения причин дан­ных процессов. Полный анализ позволяет более достоверно прогнозиро­вать дальнейший срок службы эксплутационного масла, выявлять причи­ны загрязнения и правильно выбрать необходимые мероприятия по вос­становлению его эксплутационных свойств.

Кроме вышеперечисленных показателей полный анализ может вклю­чать в себя определение таких показателей, как температура застывания, содержание серы, плотность, вязкость, поверхностное натяжение, показа­тель преломления () и некоторых других. Определение этих показателей, в основном, необходимо для определения типа масла (например доя импортных масел) и его химического состава с целью оценки эксплутационных свойств.

Различные испытания, входящие в объем эксплутационного контроля трансформаторного масла, выполняются по стандартным методикам в соот­ветствии с требованиями ГОСТ или ТУ, кроме определения количественного содержания водорастворимых кислот, шлама и антиокислительной присадки (см. табл.3).

Пробивное напряжение является важнейшим показателем качества масла, который характеризует способность жидкого диэлектрика выдерживать электростатическое напряжение без пробоя, то есть определяет безаварий­ную работу всей системы изоляции электрооборудования. Определение значе­ний цробивного напряжения по ГОСТ 6581-75 зависит от температуры испы­туемого масла.

Следует в протоколе указывать температуру масла при данном испытании и при прочих равных условиях, результаты следует считать сопоставимыми, если разность температур при определении не превышает 2° С.

При приближении пробивного напряжения к предельно допустимому зна­чению следует определитъ количественное влагосодержание масла. Влагосодержание также позволяет определить причину ухудшения характери­стик твердой изоляции.

Показатель качества масла	Наименование нормативно-технического документа	Место проведения испытания (П - производство, Л -лаборатория)	Группа оборудования	Предельно допустимое значение показателя качества масла	Меры принимаемые в случае превышения предельного допустимого значения	Примечание
1. Пробивное напряжение, кВ	ГОСТ 6581-75	П и Л	Трансформаторы, аппараты, вводы напряжением: до 15кВ вкл.     свыше 15кВ до 35 вкл. от 60кВ до 150кВ вкл. от 220кВ до 500кВ вкл.   750кВ 1150кВ		Обработка вакуумным сепаратором ПСМ по п.7.9 или по п.8.2 То же То же Обработка вакуумной установкой УВМ по п.8.3 или цеолитом по п.8.2 То же То же	Входит в объем сокращенного анализа (периодичность сокращенного анализа см. п.6.3) Снижение обусловлено наличием загрязнений в масле
2. Содержание механических примесей, % массы (г/г)   -визуально	-     РТМ 34-70-653-83	П     Л	Электрооборудование до 750кВ включительно   Силовые трансформаторы 1150кВ вкл.	Отсутствие     0,0015(15)	При наличии следов механических примесей обработка (фильтрация) масла фильтрами тонкой очистки масла(фильтр-пресс ФП; ФОСН и др.) или установками (УВМ; ПСМ), оборудованными указанными фильтрами, по п.7.10	Входит в объем сокращенного анализа
3.Кислотное число, мг КОН / г масла	ГОСТ 5985-79	П и Л	Силовые трансформаторы свыше 630кВа, измерительные трансформаторы 110кВ и выше, маслонаполненные вводы	0,1   0,25	Замена адсорбента в ТСФ или АФ, регенерация масла п.10.2     Регенерация крупнопористыми адсорбентами по п.10	Входит в объем сокращенного анализа (ТСФ – термосифонные фильтры, АФ – адсорбционные фильтры)   См. примечание 1 таб.5
4. Содержание водорастворимых кислот	Приложение 1 настоящих методических указаний	П и Л	То же	0,014 (0,03 для негерметичных вводов до 500кВ вкл.)	Замена адсорбента в ТСФ или АФ, регенерация масла по п.10	Входит в объем сокращенного анализа. Повышение КЧ и ВРК
5. Температура вспышки в закрытом тигле (ТВ 37),	ГОСТ 6356-75	П и Л	Силовые трансформаторы 630кВа, измерительные трансформаторы 110кВ и выше, маслонаполненные вводы	Снижение не более чем на 6 в сравнении с предыдущим анализом	Выявление и устранения причины (дефекта оборудования). Проведения хроматографического анализа. Если ТВЗТ ниже 1250С, то обработка установкой УВМ	Входит в объем сокращенного анализа (см. примечание 2 к данной таблице). Снижение ТВЗТ обусловлено разложением масла в результате местных перегрузок

 

Окончание таблицы 3

Показатель качества масла	Наименование нормативно-технического документа	Место проведения испытания (П – производство, Л – лаборатория)	Группа оборудования	Предельно допустимые значения показателей качества масла	Меры принимаемые в случае превышения предельного допустимого значения	Примечание
6. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, при 90	ГОСТ 6581-75	Л	Силовые измерительные трансформаторы, вводы напряжением:   110-150кВ 220-500кВ 750кВ 1150кВ		Регенерация крупнопористым адсорбентом по п.10.2 замена адсорбента в ТСФ или АФ (замена масла на свежее)	Проба масла перед определением предварительно не обрабатывается, (периодичность испытания п.6.3, а также при смещении масел). Повышение обусловлено появлением в масле коллоидных частиц (мыл и т.д.) и загрязнений масла водой
7. Влагосодержание, % массы (г/т)	ГОСТ 7822-75	Л   П	Для трансформаторов с азотной и пленочной защитой     Для трансформаторов без специальных средств защиты с системой охлаждения М и Д	0,002(20)   Отсутствие (Качественно)	Обработка цеолитом по п.8.2 или вакуумной установкой УВМ по п.8.3   Обработка цеолитом по п.8.2 или вакуумным сепаратором ПСМ по п.7.9	Периодичность проведения такая же, как и у сокращенного анализа масла. Основные причины увлажнения масла -–образование реакционной воды и поглощение влаги из окружающей среды
8. Газосодержание, % объема	Инструкция завода-изготовителя	П и Л	Для трансформаторов с пленочной защитой		Дегазация масла с помощью установки УВМ по п.8.3	Периодичность проведения такая же, как и у сокращенного анализа масла. Заводы изготовители рекомендуют определять хроматографическим методом или адсорбциометрами на установках УМВ
9. Растворимый шлам (потенциальный осадок)	Приложение 2 настоящих методических указаний	Л	Силовые трансформаторы 220кВ и выше при КЧ свыше 0,10мг КОН/ г масла	Отсутствие (отсутствием считается содержание менее 0,01 % массы)	Регенирация масла по п.10.2 с последующей заменой адсорбента в ТСФ и АФ, введение присадки ионол в количестве 0,2 % массы	Выполнять с периодичностью сокращенного анализа масла. Появление шлама обусловлено глубоким старением масла
10. Определение содержания антиокислительной присадки ионол	Приложение 3 настоящих методических указаний	Л	В основном негермитичных трансформаторов 110кВ и выше, а также для оборудования с вместимостью маслосистемы 10 т. и более	Не менее 0,1 массы	Введение ионола по п.9.6.4 в количестве 0,2 % массы. При КЧ масла более 0,1 % мг КОН/ г или наличия растворенного шлама обязательная пред. регенирация масла по п.10.2	Выполнять с периодичностью сокращенного анализа масла. Снижение концентрации присадки обусловлено ее расходом в процессе окислительного старения масла
Примечание: 1. Кислотное число масла можно определять также по ГОСТ 11362 (СТ СЭВ 5025-85) методом потенциометрического титрования. 2. Для трансформаторов 110-150кВ мощностью 60кВа и более, 220-500кВ включительно всех мощностей, реакторов 500кВ и выше, трансформаторов напряжения 110-150кВ мощностью менее 60 МВА СН блоков 300 МВт и выше, масло из которых контролируется хроматографическим методом, температура вспышки может не определяться.

 

Кислотное число (КЧ) является основным показателем, характеризующим степень старения тела. Кроме КЧ степень старения такие показатели как , влагосодержание и реакция водной вытяжки (содержание водорастворимых кислот).

Тангенс угла диэлектрических потерь является показателем качества масла чувствительным к присутствии в масле различных загрязнений (коллоидных/мелкодисперсных) образований, растворимых металлоорганических со­единений (мыл) и различных продуктов старения масла и твердой изоляции).

Определение позволяет выявить незначительные изменения свойств масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не определяются химически­ми методами контроля. Характер температурной зависимости позволяет оп­ределить тип загрязнения.

Снижение температуры вспышки трансформаторного масла указывает на на­личие в оборудовании дефектов, приводящих к разложению масла и образо­ванию воспламеняющихся жгучих фракций.

Данные, полученные с помощью этого метода, в определенной мере дубли­руются данными, полученными хроматографическим анализом растворенных газов.

Периодичность проведения испытаний определяется классом оборудования и состоянием масла.

Периодичность определения значений показателей качества трансформатор­ного масла в процессе эксплуатации должна быть следующей:

сокращенный анализ масла должен выполнятся не реже одного раза в три го­да для силовых тр-ров мощностью более 630кВа, напряжением 6 кВ и выше, для измерительных трансформаторов напряжением 110кВ и выше, негерме­тичных маслонаполненных вводов;

сокращенный анализ масла должен выполнятся доя герметичных маслонапол­ненных вводов при повышенных значениях изоляции или повышении дав­ления во вводе выше нормы, для силовых тр-ров при срабатывании газового реле на сигнал;

тангенс угла диэлектрических потерь эксплутационного масла должен определятся не реже одного раза в три года для силовых и измерительных трансформаторов. Негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 220кВ и выше;

тангенс угла диэлектрических потерь эксплутационного масла должен опре­делятся для герметичных маслонаполненных вводов при повышении давления во вводе выше нормы, а также для всех видов оборудования при значи­тельном ухудшении характеристик твердой изоляции ( и ) или срабатыва­нии газового реле трансформаторов на сигнал;

тангенс угла диэлектрических потерь и пробивное напряжение эксплу­тационного масла должны определятся для силовых трансформаторов напряже­нием 500кВ и выше через три месяца после включения в работу и в даль­нейшем с периодичностью, указанной выше;

масло из тр-ров мощностью 630кВа включительно в процессе эксплуатации не проверяется;

масло из баковых масляных выключателей должно испытываться по пп. 1 и 2 (см. табл.3) после капитального и внепланового ремонтов, а также в случае выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций (отклю­чения и включения) токов КЗ; масло из баковых выключателей до 35кВ включительно и маломасляных выключателей всех классов напряжения по­сле выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций токов КЗ без ремонта может не испытываться, а заменяться на свежее;

после текущего ремонта баковых выключателей испытание масла следует прово­дить по п.1 (см. табл. 3);

масло в баке контактора устройства РПН, должно испытываться по пп.1 и 7 (см. табл.3.) после определенного числа переключений, указанного в заводской инструкции по эксплуатации данного переключателя, но не реже одного раза в год, возможно качественное определение п. 7. по ГОСТ 1547-84, если отсутствует требование завода-изготовителя по количественному опреде­лению данного показателя;

масло должно быть заменено на свежее в случае превышения предельно допустимого значения, указанного в пп.1 и 7 или достижения предельно допустимого числа переключений указанных в инструкции по эксплуатации данного устройства РПН;

масло из тр-ров, оборудованных пленочной защитой должно испытываться по пп.7 и 8 (см. табл.3) азотной защитой по п.7 с периодичностью сокращен­ного анализа.

Основная задача персонала при отборе проб - обеспечить тождественность пробы маслу, содержащемуся в оборудовании или емкости.

Отбор проб свежих масел из транспортной емкости должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-80. В случае несоблюдения про­цедуры отбора проб, указанной в ГОСТ 2517-80, претензия по качеству масла не будет обоснованной.

При отборе проб эксплутационного масла следует соблюдать следую­щие основные правила:

• отбор проб должен выполняться квалифицированным специалистом;

• не следует выполнять отбор проб масел при плохой погоде (осадки, сильныйветер с пылью и другое) с высоким риском попадания загрязнений из окру­жающей среды в пробу масла, при необходимости срочного отбора проб в не­благоприятных условиях следует соблюдать дополнительные меры предосто­рожности;

• использовать только специально подготовленную сухую и чистую по­суду стеклянные бутылки или бесшовные металлические банки, посуду из пластика можно использовать если доказана возможность ее применения для этой цели;

• слить достаточное количество масла (не менее двух объемов посуды) для удаления каких либо загрязнений, которые могут находиться на пробоотборном патрубке;

• ополоснуть пробоотборную посуду отбираемым маслом;

• обеспечить наполнение каждого сосуда не менее 95% его вместимости;

• сразу после заполнения сосуд с пробой закупоривается пробкой;

• после отбора пробы восстановить первоначальный вид пробоотборной точки;

• проверить правильность и полноту маркировки этикетки;

• хранить образцы в темном месте если в качестве пробоотборника исполь­зовались прозрачные бутылки.

Отбор проб из оборудования должен производиться при обычном режиме работы оборудования или сразу после его отключения.

Эту рекомендацию особенно важно выполнять, когда определяется влагосодержание или зависящие от него характеристики. В этих случаях должна быть измерена и зафиксирована температура масла во время отбора проб.

После доставки проб в лабораторию не рекомендуется сразу открывать бутыль, а необходимо подождать до тех пор, пока проба не достигнет ком­натной температуры.

ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТЫ.

Определить электрическую плотностъ определения пробы трансформа­торного масла в стандартом разряднике; полученные результаты занести в про­токол испытаний.

Определить среднее значение пробивного напряжения и дать заключение о годности к эксплуатации трансформаторного масла.

Замерить значение трансформаторного масла при двух значениях темпе­ратур 20° С и 90° С.Результаты замера занести в протокол испытаний.

Определить температуру вспышки пробы трансформаторного масла.

Дать общее заключение о состоянии трансформаторного масла.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.

1. Основные причины и факторы влияющие на старение трансформаторного мас­ла?

2. Назначение присадок добавляемых в трансформаторное масло?

3. Причины повышения в свежих эксплутационных маслах?

4. Влияние материалов, применяемых в трансформаторах на старение масла?

5. Оценка качества трансформаторных масел.

6. Влияние электрического поля на старение масла.

7. По каким параметрам оценивается качество свежего, чистого, сухого транс­форматорного масла?

8. Перечислите три группы масла.

9. Приведите классификацию маслонаполненного оборудования и трансформа­торных масел?

10. Требования к эксплутационному трансформаторному маслу.

11. Периодичность диагностирования проб масла из маслонаполненных аппара­тов?

ЛИТЕРАТУРА.

1. РД 16.368-87. Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хране­ние, монтаж и ввод в эксплуатацию.

2. ГОСТ 2517-80. Отбор проб масла из маслонаполненных аппаратов.

3. ГОСТ 6581-75. Определение пробивного напряжения и стандартном разряд­нике проб масла.

4. ГОСТ 5985-79. Определение кислотного числа масла.

5. ГОСТ 6307-75. Определение содержания растворимых кислот и щелочей.

6. ГОСТ 6370-83. Определение содержания механических примесей в пробах мас­ла.

7. ГОСТ 6356-75. Определение температуры вспышки проб масла.

8. ГОСТ 1547-84. Качественное определение влагосодержания в пробах масла.

9. РД 34.105-89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных ма­сел. ОРГРЭС М. 1995-86 с. (УДК621.315.2.004.1).

10. ГОСТ 982-80. Трансформаторные масла. Кислотно-щелочной очистки и контактной доочистки.

11. ГОСТ 10121-76. Трансформаторные масла селективной очистки и гидроочист­ки.

Часть 2.

Диагностика трансформаторного масла.

Цель работы: 1. Ознакомится с методикой определения растворен­ной воды в трансформаторном масле.

2.Изучить устройство прибора для количественного определения массовой доли растворенной воды.

Приборы и оборудование: Прибор ПВН; Термометр КШ-14 ГОСТ 16590-71; Барометр - анероид с ценой деления 1,33гПа (1 мм рт. Ст.) ГОСТ 23696-79; Гидрид кальция; Масло трансформаторное.

1. ПРОГРАММА РАБОТЫ.

1.Ознакомиться с нормативной документацией по оценке качества

трансформаторного масла по количеству растворенной воды.

2. Произвести анализ пробы масла на влагосодержание.

2. МЕТОДИКА РАБОТЫ.

Метод определения массовой доли растворенной воды применяется

для контроля качества электроизоляционных масел и масел специального

назначения в процессе их сушки, заливки и эксплуатации.

2.1. Подготовка к испытанию

2.1.1. Температура в помещении, в котором проводится испытание, должна быть 15 - 30 С, колебание температуры за время испытания не должно превышать 3°С относительная влажность воздуха в помещении, в котором проводится испытание, должна быть 45-75%.

2.1.2. Испытуемое масло выдерживают не менее 30 мин. в помещении в котором проводится испытание, до приобретения маслом температуры окружающей среды без непосредственного воздействия солнечных лучей.

2.13. Краны и шлифы смазывают вакуумной смазкой. Бюретки 15 и 17 и уравнительную склянку 16 заполняют через трубку 14 не дегазированным маловязким маслом в количестве около 70 см. куб. Осушитель 12 заполняют свежепрокаленным хлористым кальцием.

2.1.4. Прибор в собранном виде проверяют на герметичность: кран 2 устанавливают в положение, соединяющее сосуды 1 и 2; кран 9 - в положение, сообщающее сосуды 1 и 2 с бюретками 15 и 17; кран 10 - в положение, сообщающее бюретки 15 и 17 с атмосферой; кран 19 - в положение, при котором бюретка 15 отсоединена, а бюретка 17 присоединена к уравнительной склянке; уравнительную склянку 16 устанавливают в верхнее положение, при котором уровень масла в бюретке 17 и сравнительной трубке 18 находится на нулевой отметке;

перекрывают кран 10. Уравнительную склянку 16 опускают вниз до положения, котором уровень масла в сравнительной трубке установится против последнего деления бюретки, при этом масло в

бюретке опускается до некоторого уровня. Этот уровень должен сохранятся постоянным 15 мин, в противном случае следует улучшить герметичность прибора.

2.1.5. Объем сосуда 1 с присоединенными к нему трубками определяют только на вновь смонтированном приборе следующим образом:

операцию выполняют по п. 2.1.4. при таких положениях кранов 2 и 9, чтобы от бюреток был отключен сосуд 2, а сосуд 1 - присоединен. Затем измеряют объем масла в бюретке, вытисненного воздухом.

Допускается определение объема сосуда 1 непосредственным

заполнением его жидкостью до крана 9 и измерением этой жидкости.

Объем сосуда любым из этих способов определяется для данного прибора

один раз.

Объем сосуда 1 с присоединенными к нему трубками (V) в

сантиметрах кубических вычисляется по формуле:

где - объем масла в бюретке, вытисненный газом, см³

- атмосферное давление во время испытания, Па (мм. рт. ст.)

- давление столба масла, соответствующее градуированной части

бюретки. Па (мм. рт. ст.);

- объем градуированной часта бюретки, см .

Давление столба масла по всей длине градуированной часта бюретки () в Паскалях вычисляют по формуле:

- длина градуированной части бюретки, м

- плотность маловязкого масла в бюретке при температуре испытания,

кг/м³

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЯ

3.1.1. Сосуд 2 промывают 50 см³ испытуемого масла для удаления влаги от

предыдущего опыта. Сосуды 1 и 2 соединяют с атмосферой.

3.1.2. Масло из сосуда 2 через кран 2 сливают в сосуд 1, ставят заглушку 7

и отключают сосуд 2 от сосуда 1 краном 2.

3.1.3. В сосуд 2 помещают 120 см³ испытуемого масла через трубку 6,

которую затем закрывают заглушкой 7.

3.1.4. Открывают крышку 20 сосуда 1 и помещают в него предваритель­но размельченный гидрид кальция в количестве 0,1 см³ при испытании осушенного масла или 1 см.³ при испытании неосушенного масла. Затем из сосуда 2 в сосуд 1 сливают 10 см³ испытуемого масла для осушки сосуда 1 (промывка его не обязательна), закрывают крышку 20 при вращении и фиксируют это положение резиновым кольцом.

3.1.5. Уровень масла в бюретке 15 и уравнительной склянке 16

устанавливают на делении вблизи 12 см.³ и краном 10 отключают

прибор от атмосферы.

3.1.6.Масло в сосуде 2 приводят в равновесие по растворенному воздуху с остальной частью объема сосуда. Для этого сосуды 1 и 2 периодически два раза в минуту встряхивают. Перед каждым встряхиванием уравнительную склянку 16 перемещают до совпадения уровней масла в бюретке и сравнительной трубке уравнительной склянки. Когда изменение уровня масла между встряхиваниями станет менее 0,1 см.³ краном 10 соединяют сосуд 2 при отсоединенном сосуде 1 и через кран 2 сливают масло из сосуда 2 до отметки 100 см³ для удаления оставшегося дегазированного масла из отвода 3. Вновь изолируют сосуд 2 от атмосферы кранами 2 и 10. Бюретку 17 подключают к уравнительной склянке 16 краном 19 и отключают бюретку 15. Продолжают встряхивание сосудов 1 и 2 и наблюдение за изменением уровня масла в бюретке 17 и сравнительной трубке 18. Равновесие считается достигнутым, если результаты пяти последовательных отчетов уровня масла отличаются не более чем на 0,01 см³.

3.1.7. При достижении равновесия открывают кран 10 и устанавливают уровень масла в бюретке и сравнительной трубке уравнительной склянки на нулевое деление.

3.1.8. Сосуд 1 соединяют с атмосферой поворотом крана 9 при отсоединенном сосуде 1, закрывают кран 10 и устанавливают равновесие по п. 3.1.6.

3.1.9. Уровень масла в бюретке 17 устанавливают на нулевое деление, открывая кран 10 и перемещая уравнительную склянку 16. Соединяют сосуд 2 с атмосферой краном 9, отключают сосуд 1 и закрывают кран 10.

3.1.10. Сосуды 1, 2 и бюретку 17 соединяют краном 9 и соединяют с атмосферой краном 10. Кран 10 закрывают.

а 3.1.11. Масло из сосуда 2 сливают в сосуд 1 через кран 2. Если мениск масла в бюретке 17 по окончании слива масла возвратится к первоначальному делению, не дойдя до него лишь на 0,03 см³, выполняют следующий этап (в противном случае на короткое время открывают кран 10 и выравнивают мениски против нулевого деления бюретки).

3.1 12. Кран 2 закрывают, соединяют сосуд 1 и бюретку 17 краном 9, отключают сосуд 2 и отмечают начало времени реакции, температуру и атмосферное давление в помещении. Сосуд 1 встряхивают 2-3 раза для ускорения реакции. Встряхивание повторяют через каждую минуту в течении 45 мин. Выделяющийся газ собирают в бюретку 17, опуская перед каждым измерением уравнительную склянку до положения когда уровни менисков в сравнительной трубке 18 совпадут. Каждые 5 мин. записывают показания по бюретке и термометру перед очередным

встряхиванием. По окончании испытания снимают крышку удаляют из

сосуда масло любым способом. Осушительное масло закрывают

заглушкой с пробкой 13.

4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ.

4.1.1. Результаты измерения с поправками на изменение температуры заносят в таблицу и строят график на основании данных таблицы. Пример записи результатов испытания и вычисления массовой доли воды приведен в справочном приложении.

4.1.2. Поправку на изменение объема газа от температуры (а) в сантиметрах кубических на 0,1 С вычисляют по формуле

где - изменение температуры в сосуде 1,0,1 С.

Коэффициент является постоянным для каждого прибора и вычисляется один раз

 

где - объем сосуда 1 с присоединенными к нему трубками расчитанными

по п. 2.1.5., см³.

-объем испытуемого масла в сосуде 1,см³

2370-коэффициент изменения объема воздуха на 0,1 С

- коэффициент изменения объема масла на 0,1 С

4.1.3. Объем водорода (U), который выделился бы при бесконечной продолжительности опыта, определяют расчетным способом, согласно графику, построенному на основании данных таблицы (см. справочное приложение).

4.1.4. Массовую долю воды (m) в испытуемом масле в миллиграммах вычисляют по формуле: ,

где — объем водорода, который выделился бы при бесконечной продолжительности опыта, см³;

0,804 - стехиометрический коэффициент в реакции между водой и гидрид-кальция с образованием водорода.

К - коэффициент, с помощью которого делается поправка на отличие температуры и давления от нормальных, вычисляют по формуле:

где - температура в конце испытания, С.

- атмосферное давление в конце испытания, Мпа (мм. рт. ст.)

4.1.5. Массовую долю воды (W) в миллиграммах на дм³ вычисляют по формуле

 

где m - массовая доля воды, вычисленная по п. 4.1.4., мг.

объем испытуемого масла, см³

4.1.6. За результат испытания принимают среднее арифметическое двух последовательных определений, допускаемые расхождения между которыми не должны превышать значений величин, указанных в таблице

Массовая доля растворенной воды	Допускаемое расхождение,
в испытуемом масле, мг / дм3	мг/дм3
До 20	1.5
Св. 20 до 50	6.0
Св. 50 до 100	10,0
Св. 100 до	20,0

 

ПРИЛОЖЕНИЕ.

Пример записи результатов испытания (см. таблицу)

Время отсчета (), мин.	Темпера­ тура (t), С	Атмосферное давление в помещении в котором проводится ис­пытание. Мпа (мм. рт. ст.)	Количе­ство вы­делив­шегося газа, см4	Попра­вка на измене-ние объема газа	Объем Выдели- вшегося газа с учетом поправ-ки(v), см.3	Отно­шение мин/см
о	19,8	0,101 (760)				О
	19,8	0,101 (760)	2.1		2.1	2.38
	19,8	0,101 (760)	2.6	о	2,6	3.85
	20,0	0,101 (760)	2.6	0,04	2.56	5,86
	20,0	0,101 (760)	2,7	0,04	2.66	7,54
	20,0	0,101 (760)	2.8	0,04	2.76	9.05
	20,0	0.101 (760)	2.8	0,04	2.76	10,09
	20,0	0,101 (760)	2,8	0,04	2,76	12,7
	20,0	0,101 (760)	2.8	0.04	2.76	14.5
	20,0	0,101 (760)	2.9	0,04	2.86	15.7

2. Пример расчета поправки на изменение объема газа от температуры (а).

При = 160 см³, = 120 см³ вычисляют по п. 4.2. настоящего стандарта

см на 0,1 С

При =0.2 С а= см .

3. Пример расчета объема водорода (V), который выделился бы при бесконечной продолжительности опыта

При = 5 мин, = 45 мин

 

,