Испытание трансформаторного масла: Испытание трансформаторного масла на пробой методика – Методики испытания трансформаторного масла — Электро Помощь

Содержание

Испытание трансформаторного масла

 Методика определения пробивного напряжения трансформаторного масла

Методика предназначена для определения пробивного напряжения трансформаторного масла. Эти испытания необходимы для обеспечения бесперебойного питания электроприёмников, безаварийной работы электрооборудования. В нее входит измерение пробивного напряжения в стандартном маслопробойном аппарате.

Условия измерений.

Пробивное напряжение трансформаторного масла определяется при частоте 50 Гц и при одинаковой температуре масла и окружающей среды в пределах 15-35 Со. Перед испытанием проба масла отстаивается в течение 2 часов в том помещении где будет проводиться испытание.

  

Метод измерения.

Пробой пробы масла производится в измерительной ячейке согласно ГОСТ 6581-75. Минимально допустимые значения пробивного напряжения трансформаторного масла приведены в таблице 1.

Таблица 1

 класс напряжения оборудования, кВ.

до заливки в оборудование, кВ

после залики в оборудование, кВ

в эксплуатации, кВ

до 15

30

25

20

от 15 до 35

35

30

25

  Для измерения пробивного напряжения трансформаторного масла применяется маслопробойник АИД-70. Класс точности 1,0 по ГОСТ 8.401—80. Диапазон измерения от 0 до 70 кВ.

BA60 — портативный анализатор диэлектрических свойств трансформаторного масла на пробой до 60 кВ.

Подготовка к выполнению измерений. 

Маслопробойник должен быть осмотрен, проверено визуально заземление. Измерительная ячейка аппарата должна быть постоянно заполнена трансформаторным маслом во избежание попадания в нее механических примесей, влаги. При применении новой измерительной ячейки, после длительного ее хранения или после испытания сильно загрязненной жидкости ячейку следует обработать последовательно керосином по ГОСТ 18499-73 и петролейным эфиром с пределами кипения 80-120 Со.

В тех случаях, когда визуально обнаружено потемнение поверхности электродов,эти электроды должны быть предварительно демонтированы, отполированы замшей, промыты растворителем и вновь смонтированы. После чего ячейку вначале несколько раз ополаскивают, а затем заливают пригодным к эксплуатации трансформаторным маслом.

Электроды должны быть смонтированы так, чтобы их оси располагались на одной горизонтальной плоскости, параллельной нижней поверхности испытательной ячейки. Зазор между электродами должен составлять 2,5±0,05мм. Проверка зазора должна осуществляться шаблоном-калибром (шаблон с номинальным размером 2,45мм должен проходить между электродами, а шаблон с номинальным размером 2,55мм не должен проходить между электродами).

Перед испытанием плотно закрытый сосуд с пробой жидкости должен быть выдержан в помещении, в котором будут проводиться испытания 2 часа для приобретения жидкостью температуры помещения.

Сосуд с пробой несколько раз осторожно переворачивают вверх дном с тем, чтобы содержащиеся в пробе загрязнения равномерно распределились по всему объему жидкости. При этом не допускается попадания в жидкость пузырьков воздуха.

   После этого ополаскивают ячейку с электродами испытуемым трансформаторным маслом, затем медленно заполняют ячейку, следя за тем, чтобы струя жидкости стекала по ее стенке, и не образовывалось пузырьков воздуха. При наличии в жидкости пузырьков воздуха их следует удалить осторожным перемешиванием жидкости стеклянной палочкой.

 Выполнение измерений.

Температура пробы жидкости при испытании должна находиться в пределах 15-35 Со. Первое испытание производят через 10мин. после заполнения ячейки. Далее осуществляют дополнительно пять последовательных пробоев с интервалами между каждым из них, равными 5мин. После каждого пробоя при помощи стеклянной палочки жидкость между электродами осторожно перемешивают для удаления продуктов разложения из межэлектродного пространства, не допуская при этом образования воздушных пузырьков.

Испытания масла из трансформаторов в эксплуатации

Методы проведения испытаний масла изложены в стандартах.
Специалистам, занимающимся маслами, полезно ознакомиться также со стандартами МЭК, с соответствующими американскими стандартами системы ASTM.

Ниже приводятся некоторые данные и замечания по испытаниям проб масла, дополняющие сказанное в предыдущих разделах.

а) отбор масла из трансформатора (для испытаний)

Необходимо быть уверенным, что масло для испытаний отобрано с достаточной тщательностью и соответствует по качеству маслу в трансформаторе. Желательно отбор пробы произвести в течение трех часов после отключения трансформатора, когда масло в нем хорошо перемешано благодаря циркуляции и теплое.
Необходимо избежать перемешивания струи масла в воздухе, чтобы свести к минимуму контакт с воздухом и возникновение пузырей.
Очень важна чистота посуды и патрубка на баке для отбора пробы, который бывает загрязнен, в том числе вследствие легкого подтекания масла. Чтобы промыть патрубок, рекомендуется до набора пробы слить масло в объеме не менее десятикратного, необходимого для испытаний.

Рекомендуется заполнять сосуд для пробы через трубку. Предварительно необходимо промыть сосуд, залив его полностью и слив это масло. Необходимо, чтобы все материалы (сосуд, трубка и пр.) не могли взаимодействовать с маслом. Лучшим материалом является стекло.
При отборе пробы необходимо также следовать рекомендациям ГОСТ-2255—71 и стандарта МЭК 60475 (1974 г.) «Методы отбора пробы жидких диэлектриков».

б) электрическая прочность (пробивное напряжение)

Снижение пробивного напряжения может указывать на увлажнение масла и/или загрязнение твердыми частицами. Снижение электрической прочности происходит более интенсивно при совместном действии этих двух факторов. После заливки нового трансформатора в масло попадают такие твердые частицы, как волокна целлюлозной изоляции и другие частицы остающиеся на активной части трансформатора после сборки. Поэтому рекомендуется масло после заливки трансформаторов напряжением 220 кВ и выше подвергнуть дополнительной фильтрации.

Во время эксплуатации благодаря циркуляции масла дополнительное количество частиц попадает в масло, отрываясь главным образом от краев изоляции. Фрезерование краев картонных прокладок, листов картона главной изоляции и других деталей может значительно уменьшать количество волокон в масле.
Испытание образца масла для определения электрической прочности — наиболее часто применяемое испытание.
Метод измерения стандартизирован ГОСТ-6581-75 и МЭК 60156. Для испытания применяется специальная камера, к которой прикладывается переменное напряжение между двумя сферическими электродами диаметром 12,5 мм. Расстояние между электродами 2,5 мм. Напряжение поднимается до пробоя. Испытание повторяется шесть раз. Пробивное напряжение определяется как среднее из 6 опытов. Стандартами предписывается производить перемешивание масла между электродами специальной чистой стеклянной палочкой каждый раз между опытами.

в) тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ)

Метод определения tgδ стандартизирован в ГОСТ 6581-75 и МЭК 247. Измерения производят с помощью сосуда, содержащего конденсатор, к которому прикладывается переменное напряжение 50 Гц. Измеряется ток утечки 1Г и емкостный ток 1С. Их отношения Ir/Ic = tgδ. Так как значение tgδ зависит от температуры, измерения производят при двух значениях температуры: 70 и 90 °С.  
Как указывалось ранее, повышенные значения могут tgδ быть вызваны различными причинами. Сушка и фильтрация масла часто дают хороший эффект. Однако в тех случаях, когда масло сильно загрязнено продуктами старения, восстановить масло до приемлемых значений tgδ простыми средствами не удается. В этих случаях требуется регенерация масла физико-химическими методами.

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

д) кислотное число

Метод определения стандартизирован в ГОСТ-5985-75 и МЭК 60296. Кислотное число выражено в мг КОН, необходимых для того, чтобы нейтрализовать общую кислотность в 1 г масла. Предельное максимальное значение для трансформаторов в эксплуатации установлено равным 0,25 мг КОН на 1 г масла. Обычно встречающиеся невысокие значения кислотности не оказывают влияние на другие характеристики масла, но являются показателем, характеризующим старение масла. Чем больше состарилось масло, тем выше кислотное число. При кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла возможны резкие изменения.

Когда кислотное число достигает такого значения, при котором дальнейшая эксплуатация сопряжена с риском, рекомендуется заменить масло. В масле также содержаться водорастворимые кислоты. Их определение может производиться по методике, рекомендованной РД 34.43.105—89. Предельная концентрация водорастворимых кислот в масле составляет 0,014 мг КОН/г масла. На практике значения кислотного числа и количества водорастворимых кислот очень редко превышают указанные значения. Во многом это имеет место благодаря тому, что отечественные трансформаторы часто снабжаются, так называемыми, термосифонными фильтрами, содержащими адсорбент (обычно силикагель), через которые циркулирует масло.

е) поверхностное натяжение

Метод определения изложен в ИСО 6295, ГОСТ 5985-79. Определение состоит в оценке силы (в мН/м), необходимой для прорыва масло-водяной поверхности раздела в металлическом кольце в предписанных условиях. Эта сила, связанная со свойствами капиллярности, изменяется в зависимости от состава масла и под воздействием продуктов разложения масла.
Поверхностное натяжение зависит от степени старения и значения кислотного числа и свидетельствует о происходящих в масле изменениях.
В таблице   приведены рекомендуемые минимальные значения для масла в эксплуатации.
Уменьшение поверхностного натяжения ниже предписанных минимальных значений свидетельствует о глубоких изменениях физических и химических свойств масла вследствие его старения. В этих случаях предпочтительней заменить масло, нежели его регенерировать.

Минимальные значения поверхностного натяжения для масла в эксплуатации


Номинальное напряжение, кВ

U < 35

35 < U< 70

70 < U < 150

U > 150

Минимальное значение поверхностного натяжения мН/м

10

12

15

20

 

ж) механические примеси

Наличие механических примесей в масле, особенно при одновременном его увлажнении, может резко снизить электрическую прочность масла. Подробнее об этом см. главу 19 «Состояние изоляции в эксплуатации». Согласно ГОСТ 6370-83 и РТМ 34.70.653 -производится фильтрование масла и определение процентного весового содержания твердых частиц в масле. Их количество не должно превышать 30 г/т (для трансформаторов напряжения 220 кВ и выше).
Более совершенным является метод МЭК, по которому определяется класс чистоты в зависимости от размеров частиц, которые могут по разному влиять на электрическую прочность

з) температура вспышки

Масло нагревают в закрытом тигле и подносят источник открытого пламени. Температура нагретого масла, при которой происходит вспышка и является температурой вспышки. Температура вспышки не должна быть ниже чем 125 °С (ГОСТ 6356-75).

и) определение газосодержания масла

Основным методом определения содержания растворенных в масле газов является метод, изложений в РД 34.43.107—95. Для трансформаторов с пленочной защитой общее газосодержание является показателем целостности пленки и уплотнений.
Общее газосодержание не должно превышать 4%. Определение состава растворенных в масле газов, что является одним из показателей состояния изоляции.

к) контроль растворимых продуктов окисления — растворимого шлама

Как показывает опыт, растворимый шлам в масле практически отсутствует, пока работает адсорбирующий фильтр. Руководящий документ РД 34.43.105—89 требует проводить периодический контроль этого параметра. При этом используется тот факт, что шлам становиться нерастворимым при разбавлении масла Н-гептаном, но растворяется в смеси равных количеств толуола и 95 %-го этилового спирта. Ряд химических реакций позволяет определить количество шлама. В эксплуатационном масле его должно быть не более 0,005% массы. В свежих и регенерированных маслах растворимый осадок должен отсутствовать.

л) определение количества антиокислительной добавки — ионола

Согласно РД-34.43.105—89 количество ионола в трансформаторном масле должно быть не менее 0,1 %. Известно, что при снижении концентрации ионола в масле до значения 0,05 % ионол начинает проявлять проокислительное действие, т. е. ускоряет окисление.
Все отечественные масла имеют в своем составе ионол в количестве 0,2-0,5%.

Трансформаторное масло / ПУЭ 7 / Библиотека / Элек.ру

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.

Испытание трансформаторного масла

Трансформаторное масло – это минеральное вещество, которое выступает в роли очищенной фракции нефти. Для надежной работы оборудования без аварий, изоляционное масло трансформатора нужно правильно использовать. Перед его использованием обязательно нужно провести испытания в специализированных лабораториях. Существуют специальные нормы, исходя из которых проводятся анализы.

За период использования масло теряет определенные свои свойства. Так как же определить, что жидкость постарела? Для этого необходимо проверить как изменилось кислотное число, сколько шлама в нем образовалось и как реагирует водная вытяжка.

1. Кислотное число вещества — это определенное количество калия, который необходим для уничтожения и компенсации всех существующих свободных соединений кислоты. Если испытать трансформаторное масло, то можно определить показания кислотного числа, который будет говорить об уровне старения продукции. Это так же показывает, можно ли такой трансформатор оставлять для дальнейшей эксплуатации.

ispytaniya-transformatornogo-masla-3-768x510.jpg

2. Шлам образуется за счет старения вещества. Трансформатор со шламом плохо охлаждается, а изоляция такого оборудования выходит из строя и стареет намного быстрее.

3. При испытании водной вытяжки можно определить присутствие кислот и щелочей, которые растворены в воде. Если трансформаторное масло содержит эти вещества, то специальные индикаторы изменяются в цвете.

Для надежной работы оборудования существенную роль играют физические свойства масла. Если проверка этих свойств показала изменения, то можно говорить о том, что оборудование вышло из строя и масло испортилось.

Одним из основных испытаний является проверка масла на пробой. Проводить анализ трансформаторного масла нужно 6 раз с перерывами между пробоями десять минут. Первый результат является пробным и его показания не нужны. В результате высчитывается среднее арифметическое из пяти последовательных пробоев. Если испытание дало неудовлетворительный результат, то жидкость необходимо повторно испытать. Так же трансформаторное масло необходимо испытать на содержание механических добавок, на прозрачность и на стабильность от окисления.

Если Вам необходимо провести испытания трансформаторного масла, Вы можете обратиться в нашу электролабораторию. 



Поделиться записью

Испытание трансформаторного масла на производстве

Испытание трансформаторного масла. Условия эксплуатации трансформаторного масла в силовых и измерительных трансформаторах, маслонаполненных вводах, выключателях и другом электрооборудовании предъявляют к показателям его качества и чистоты довольно высокие требования. В процессе работы масло перегревается за счет воздействия рабочего тока, горящей дуги, загрязняется частицами твердой волокнистой изоляции и химическими реакциями соприкосновения с металлами внутренней обшивки, растворяет влагу и газы, поступающие извне. Каждая из этих реакций по отдельности и все вместе значительно ускоряют старение трансформаторного масла, его износ и негативное влияние на работу силового оборудования.

Проба трансформаторного масла, свежего или уже отработанного в силовом оборудовании, отбирается из нижней части емкости или бака оборудования, предварительно промыв маслом сливное отверстие. Посуда, в которую отбирают пробу масла, должна быть чистой и хорошо высушенной.

Определенные уровни соответствия масла по результатам испытаний, закреплены как в отечественных, так и в международных нормативах.

Анализ и испытание трансформаторного масла проводятся непосредственно перед заливкой в силовое оборудование, перед его запуском, а так же на стабильность масла при смешивании.

Свежее трансформаторное масло проходит испытания перед непосредственной заливкой в трансформаторы. Гарантия качества и чистоты предоставляемая заводом-изготовителем не исключает возможности попадания воды, воздуха или вредных частиц во время транспортировки или хранения на предприятии. Поэтому новое трансформаторное масло в любом случае проходит пробы и очистку, чтобы увеличить срок его эксплуатации и надежность работы техники.

Испытание трансформаторного масла – основные виды

Так же масло, залитое в силовые трансформаторы, перед их включением под должно быть подвергнуто сокращенному анализу: должно быть произведено определение минимального пробивного напряжения, наличие механических примесей и угля, показатель кислотного числа, реакции водной вытяжки и температуры вспышки.

Кроме того, при заливке трансформаторного масла разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, причем стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, с наименьшим показателем.

Ранее эксплуатировавшееся, отработанное масло должно быть испытано в соответствии с инструкциями и стандартами эксплуатации промышленного оборудования в различных отраслях индустрии.

Перед испытанием банку или бутылку с пробой масла несколько раз медленно переворачивают вверх дном, добиваясь, чтобы в масле не было пузырьков воздуха. В фарфоровый сосуд с электродами, в котором испытывают масло, наполняется трижды. Масло наливают на стенки сосуда и электроды тонкой струей, чтобы не образовались воздушные пузырьки. Уровень залитого масла в сосуде должен быть на 15 мм выше верхнего края электрода. После каждого ополаскивания масло полностью сливается.

Трансформаторное масло в сосуде отстаивается около 15-20 мин. для удаления воздушных пузырьков. Далее производится плавное повышение напряжения до пробоя со скоростью 1-2 кВ/с. После пробоя, отмеченного искрой между электродами, напряжение снижают до нуля. Затем снова увеличивают до следующего пробоя. Всего производится шесть пробоев с интервалами 5-10 мин. Пробивное напряжение трансформаторного масла определяется как среднее арифметическое значение из пяти последующих пробоев. Первый пробой не берется во внимание.

После каждого пробоя из промежутка между электродами стеклянными или металлическими чистыми стержнями помешиванием удаляют частицы обуглероженного масла. Затем жидкости дают отстояться в течение 10 мин.

Варианты испытаний проб трансформаторного масла могут варьироваться в зависимости от потребностей предприятия, разновидностей эксплуатируемой техники и требований предъявляемых к чистоте рабочих жидкостей.

В любом случае, своевременный анализ предотвращает новые статьи расходов в бухгалтерском отчете. Особенно заметно уменьшается количество глав с подписью ЧП.

Виды испытаний трансформаторного масла

Эксплуатационные свойства трансформаторного масла определяются его химическим составом, который зависит главным образом от качества сырья и применяемых способов его очистки при изготовлении. Масло представляет собой смесь достаточно сложных органических соединений. Под воздействием электрических и магнитных полей, влажности и температуры как внутри, так и вне высоковольтного маслонаполненного оборудования, происходит разложение исходных органических соединений, содержащихся в трансформаторном масле. Кроме того, в масло переходят продукты разложения твердой изоляции и конструкционных материалов, которые могут вступать в новые взаимодействия друг с другом, ускоряя процесс износа изоляции трансформатора.
Так как в процессе эксплуатации исходный состав трансформаторного масла и твердой изоляции усложняется по составу и изменяется по концентрации и агрегатному состоянию, требуются подробные физико-химические исследования для опенки состояния и выявления дефектов электрооборудования. Опыт эксплуатации трансформаторов указывает на то, что большой процент их отказов происходит из-за повреждения высоковольтных вводов. Причиной этих повреждений может являться уменьшение электрической прочности масла в высоковольтных герметичных вводах из-за его коллоидного старения, а в негерметичных вводах — снижение электрической прочности бумажно-масляной изоляции из- за ее увлажнения и загрязнения.

Состояние трансформаторного масла оценивается по результатам испытаний, которые в зависимости от объема делятся на три вида:
испытание на электрическую прочность, включающее определение пробивного напряжения, качественное определение наличия воды, визуальное определение содержания механических примесей;
сокращенный анализ, включающий, помимо названного выше, определение кислотного числа, содержание водорастворимых кислот, температуры вспышки и цвета масла;
испытания в объеме полного анализа, включающие в себя все испытания в объеме сокращенного анализа, а также определение тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта), натровой пробы, стабильности против окисления, количественное определение влагосодержания и механических примесей.
Норма количественных показателей качества эксплуатационного
трансформаторного масла
Пробивное напряжение масла в эксплуатации, кВ, не менее:
для трансформаторов напряжением 60 …220 кВ…………………………………………………………………….             35
для трансформаторов напряжением 20 — 35 кВ……………………………………………………………………..             25
Содержание механических примесей (визуально)……………………………………………………….. отсутствуют
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более…………………………………………………………………………….. 0,25
Стабильность против окисления:
содержание летучих низко молекулярных
кислот, мг КОН на 1 г масла, не более………………………………………………………………………………………        0.005
массовая доля осадка после окисления, %…………………………………………………………………………….. ……………………………………………………………………………………………………………………………………………….. отсутствует
кислотное число окисленного масла,
мг КОН на I г, не более……………………………………………………………………………………………………………….             0,1
Температура вспышки, °С, не ниже…………………………………………………………………………………………..           150
I tgS при 90 СС, %, не более………………………………………………………………………………………………………..           7,0
Влагосодержание по массе………………………………………………………………………………………… по заводским
нормам
Газосодержание…………………………………………………………………………………………………………………………        то же
Натровая проба по ГОСТ 19296 — 73, баллы,
не более………………………………………………………………………………………………………………………………………            0,4
Температура застывания, °С, не выше……………………………………………………………………………………………… -45
Вязкость кинематическая, (м3/с)-10~6, не более:
при 20 вС…………………………………………………………………………………………………………………………………….              28
при 50°С………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 9
при -30°С…………………………………………………………………………………………………………………………………………… 1300
Основной электроизоляционной характеристикой масла является его пробивное напряжение. Практика показывает, что разброс результатов при определении пробивного напряжения масла происходит в основном из-за наличия в нем механических примесей — веществ, находящихся в трансформаторном масле во взвешенном состоянии иди выпавших в виде осадка. Примеси появляются в результате разрушения красок, лаков и твердой изоляции и увеличивают значение tg б.
Этот показатель характеризует активную мощность, выделяющуюся в диэлектрике при приложении к нему переменного напряжения — диэлектрические потери, которые обусловлены наличием в масле веществ с поляризованными молекулами (диполями) или с молекулами, способными разлагаться на ионы под действием электрического поля.
Из-за увлажнения масла вследствие непосредственного контакта масла в трансформаторе с атмосферным воздухом снижается его электрическая прочность, а насыщение кислородом приводит к усиленному развитию окислительных процессов (старению масла). В результате старения образуется шлам, в состав которого входят растворимые и нерастворимые в масле компоненты. Нерастворимые компоненты представляют опасность для работы твердой изоляции из-за их гигроскопичности и образования ими проводящих мостиков. Кроме того, осадки ухудшают охлаждение трансформаторов, уменьшая сечение каналов охлаждения обмоток. При испытаниях масла применяют как качественный, так и количественный методы определения содержания механических примесей и воды.
При количественной оценке содержания механических примесей в масле оно сначала пропускается через предварительно взвешенный, сухой беззольный бумажный фильтр. Затем фильтр высушивается и взвешивается, а разница в весе дает массу механических примесей.
Важной характеристикой трансформаторного масла является кислотное число, измеряемое количеством едкого калия (в миллиграммах), необходимого для нейтрализации всех свободных кислот в масле. Кислые соединения извлекаются при нагревании из масла раствором этилового спирта, а затем нейтрализуются едким калием.
Наличие в масле водорастворимых кислот, являющихся агрессивными соединениями, вызывает коррозию металлов и ускоряет старение твердой изоляции. Определение содержания водорастворимых кислот и щелочей основывается на их извлечении из масла водой или водным раствором спирта.
Температура вспышки — это температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом сосуде, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. При нормальной работе трансформаторов температура вспышки постепенно возрастает из-за испарения легких фракций масла. При развитии дефекта в трансформаторе температура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле газов, образующихся при его термическом разложении в месте дефекта. Снижение температуры вспышки более чем на 5 С по сравнению с предыдущим определением указывает на наличие дефекта, и в этом случае требуется комплексное обследование трансформатора для выявления причины этого снижения.
Качественное определение влагосодержания в масле производят путем нагрева масла до 130 °С. Наличие влаги считается установленным. если при вспенивании или без него не менее двух раз слышен треск. Количественная оценка растворенной воды основана на взаимодействии с ней гидрида кальция. Следует отметить, что гидрид-кальциевый метод определения влагосодержания не позволяет получить достаточно хорошо воспроизводимые результаты и. кроме того, на выполнение анализа затрачивается много времени. Эти недостатки устраняются при кулонометрическом методе, основанном на взаимодействии воды с реактивом Фишера при пропускании электрического тока через смесь этого реактива с анализируемой пробой масла. Реактив Фишера, являющийся эффективным осушителем, получают растворением йода, диоксида серы и пиридина в метаноле.

Особенности процесса испытания трансформаторного масла

Особенности процесса испытания трансформаторного масла

Испытание трансформаторного масла фото

Испытание трансформаторного масла фото

Масло используется в трансформаторах для выполнения нескольких функций – важнейшей из них является обеспечение должного уровня качества изоляции. Кроме того, оно охлаждает установку и способствует нормальному отведению тепла наружу, несмотря на повышенный уровень защиты. Испытание трансформаторного масла призвано установить, способно ли оно будет выдержать воздействие электрической дуги, а также попадание внутрь частей волокнистой изоляции обмоток без потери характеристик.

Также подключение электричества требует, чтобы даже при длительной эксплуатации в масле не обнаруживалось твердых примесей, которые выступают хорошими проводниками тока. При обнаружении определенных дефектов масло необходимо заменить перед продолжением эксплуатации устройства.Замена трансформаторного масла фотоЗамена трансформаторного масла фото

Стандартная методика испытания трансформаторного масла

Все лаборатории используют стандартный способ проверки качества технологической жидкости, который предусматривает определение напряжения, при котором происходит моментальный пробой. Нормальная методика испытания трансформаторного масла предполагает использование стеклянного или фарфорового сосуда, в который заливается небольшое количество масла. Далее в него погружаются электроды – так, чтобы масло покрывало их минимум на 1,5 см. Перед погружением электроды полностью омываются маслом, а бутылка переворачивается три раза, чтобы исключить наличие в масле пузырьков воздуха, существенно улучшающих проводимость материала.

Работа на трансформаторе фото

Работа на трансформаторе фото

Далее обслуживание электрики предполагает включение напряжения и постепенное его повышение на 1-2 тысячи Вольт в секунду до достижения значения, при котором происходит пробой. Подобное состояние отчетливо различимо по созданию мощной электрической дуги между стержнями. Испытание трансформаторного масла не прекращается – первый пробой не документируется. Далее напряжение отключается, а затем еще 5 раз повышается до точки пробоя. Конечный результат вычисляется как среднее из показателей данных пяти измерений. Специалисты говорят, что он должен быть на 25-40% выше нормативного показателя эксплуатационного напряжения трансформатора для обеспечения должной надежности и безопасности.

Дополнительные методики испытания трансформаторного масла

Подобная цифра вносится в паспорт самого трансформатора – кроме нее существует и множество прочих показателей пригодности эксплуатации технической жидкости. В частности, необходимо определить содержание в масле воды и твердых примесей. Для этого применяются специализированные устройства, которыми оснащаются профессиональные электрические лаборатории.

 Протокол испытания трансформатора фото

Протокол испытания трансформатора фото

Методика испытания трансформаторного масла предполагает анализ его кислотности и плотности – это также вносится в протокол. Наряду с пробивным напряжением, документация содержит и еще один сугубо технический показатель – он представлен тангенсом угла диэлектрических потерь, который определяется при напряжении 2/3 от рекомендованного испытательного. С самим протоколом вы можете ознакомиться в данной статье:

Поделитесь ссылкой

 

Дата публикации: 28.12.2014

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *