Когда нужно проверять
Периодичность проведения испытаний зависит от мощностных характеристик агрегатов, в которых применяется данный материал. Обычно пробы отбираются один раз в 4 месяца или перед пуском в работу нового оборудования.
Достоверность получаемых результатов зависит от условий, при которых производится проверка. Необходимо исключить проникновение влаги из воздушной среды в материал. Ёмкость с маслом открывают при выравнивании температуры состава с данными показателями воздушной среды.
При проведении проверки после запуска тестирование выполняется 5 раз в течение начальных 30 дней эксплуатации оборудования.
Колба предварительно должна быть очищена от загрязнений. Для большей достоверности и исключения неправильных результатов жидкость отбирается со дна ёмкости оборудования.
Способы очистки и регенерации
В современном трансформаторном оборудовании масло работает в достаточно жестких условиях: высокая напряженность электрического поля, высокая температура и др. В процессе эксплуатации трансформаторные масла подвергаются термохимическому и электрическому старению, что приводит к снижению их эксплуатационных характеристик. После замены отработанное масло подлежит либо утилизации, либо регенерации. Ниже приведены основные способы очистки и регенерации трансформаторных масел.
Отстаивание
— один из наиболее простых методов очистки трансформаторных масел. Он заключается в выпадании из масла взвешенных твердых частиц и микрокапель воды под действием силы тяжести, если эти включения имеют достаточные размеры, а их плотность значительно превышает плотность масла .
Обработка центрифугированием
— этот способ обработки трансформаторного масла заключается в удалении из масла влаги и взвешенных механических частиц при воздействии на них центробежной силы . Можно удалить из трансформаторного масла только влагу, находящуюся в состоянии эмульсии и твердые частицы, удельная масса которых больше удельной массы обрабатываемого трансформаторного масла. Центрифугирование применяется в основном при подготовке масла для заливки в силовые трансформаторы напряжением до 35 кВ, либо в качестве предварительной очистки масла. Длительная обработка масла способствует окисляемости чистого масла из-за возможного удаления антиокислительных присадок.
Обработка масла фильтрованием
— обработка трансформаторного масла фильтрованием заключается в пропускании его через пористые перегородки, на которых задерживаются имеющиеся в нём примеси.
Адсорбционная обработка
— процесс очистки трансформаторного масла при помощи адсорбции основан на поглощении воды и других примесей различными адсорбентами. В основном для этого применяются синтетические цеолиты, которые имеют высокую адсорбентную способность, особенно к молекулам воды. Обработка трансформаторного масла с помощью цеолитов позволяет удалить из него влагу, находящуюся в растворенном состоянии .
Обработка в вакуумных установках
. Основным элементом является дегазатор. Сырое трансформаторное масло предварительно нагревается до температуры 50-60°С, после чего распыляется в первой ступени дегазатора . Затем оно тонким слоем стекает по поверхности колец Рашига. Одновременно первая ступень вакуумируется вакуум-насосом. Откачка выделяющихся паров влаги и газа осуществляется через цеолитовый патрон и воздушный фильтр. Из полости первой ступени дегазатора трансформаторное масло самотёком поступает в полость второй ступени, где происходит его окончательная осушка и дегазация. Далее трансформаторное масло через фильтр тонкой очистки подается в трансформатор или ёмкость.
При очистке и регенерации масел могут применяться комбинированные методы, основанные на одновременном использовании нескольких из вышеперечисленных подходов.
Когда нужно проверять
Периодичность проведения испытаний зависит от мощностных характеристик агрегатов, в которых применяется данный материал. Обычно пробы отбираются один раз в 4 месяца или перед пуском в работу нового оборудования.
Достоверность получаемых результатов зависит от условий, при которых производится проверка. Необходимо исключить проникновение влаги из воздушной среды в материал. Ёмкость с маслом открывают при выравнивании температуры состава с данными показателями воздушной среды.
При проведении проверки после запуска тестирование выполняется 5 раз в течение начальных 30 дней эксплуатации оборудования.
Колба предварительно должна быть очищена от загрязнений. Для большей достоверности и исключения неправильных результатов жидкость отбирается со дна ёмкости оборудования.
Отношение емкостей обмотки C2/C50
Отношение емкостей обмотки трансформатора (замеренных при частотах 2 – 50 Гц) C2/C50 при различных температурах обмотки tобм не должно превышать значений, указанных в таблице 3.
Таблица 3
| Обмотка ВН | C2/C50 при tобм, °С | ||
| 10 | 20 | 30 | |
| U ≤ 35 кВ, P2, кВ×А: < 10000 ≥ 10000 | 1,1 1,05 | 1,2 1,15 | 1,3 1,25 |
Отношение C2/C50 должно обязательно измеряться для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемых с маслом, без расширителя.
Для трансформаторов мощностью менее 2500 кВ×А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемых с расширителями, отношение C2/C50 измеряется только в том случае, если повреждены пломба на кране или в маслоуказателе не оказалось масла, но обмотки и переключатель покрыты маслом или пробивное напряжение масла ниже нормы, но не более чем на 5 кВ.
Решение есть: установка очистки трансформаторного масла СММ-0,6
Мобильная масляная станция CMM-0.6 предназначена для очистки индустриальных масел с максимальной вязкостью до 70 сСт при температуре 50 °C. Она решает проблему загрязнения, удаляя свободную и растворенную воду, механические примеси и газ из трансформаторного, турбинного, компрессорного и смазочного масла. Установка проста в управлении (имеется всего один кран), компактная (780/570/1510) и многофункциональная (применяется для сушки, нагрева, перекачки, фильтрации, дегазации и для доливки масла в трансформаторы). С СММ-0,6 нет необходимости использовать адсорбент для обезвоживания благодаря термовакуумной сушке. Среди преимуществ СММ-0,6 стоит выделить низкое энергопотребление – не более 12 кВт. Максимальные характеристики масла возможно получить после одного цикла обработки. К тому же установка СММ-0,6 не вызывает загрязнения воздуха или отходов, требующих хранения и утилизации.
Таким образом, установка очистки трансформаторного масла СММ-0,6 от GlobeCore обеспечивает надежную работу электрического и промышленного оборудования, а также предотвращает расходы на закупку нового масла.
Предлагаем вам так же посмотреть видео на нашем ютуб-канале что бы детальней ознакомиться со всеми особенностями установки.
Причины поломок оборудования
Однако, даже при постоянном надзоре и проверках не удается избежать непредвиденных или, наоборот, плановых поломок и повреждений.
80 % всех известных причин отказа силовой техники спровоцированы загрязнением и окислением трансформаторного масла, то есть жидкой изоляции. Рассмотрим некоторые из этих причин в совокупности с предпосылками поломок, то есть влиянием устаревшего масла.
Наиболее распространенным вариантом повреждения трансформаторов общего назначения является повреждение высоковольтных маслонаполненных вводов, в которые попадает влага. Масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в результате чего в масле могут возникнуть частичные разряды и возникает пробой.
Другим видом поломок трансформаторов является нарушение в контактной системе избирателя. Они возникают от неправильной регулировки контактов, впоследствии образования на контактах окисленной пленки – продуктов старения трансформаторного масла.
К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения твердой изоляции и обмоток трансформаторов. Шлам и другие отложения загрязненного трансформаторного масла остаются на обмотках или изоляции, вызывают ее ослабление с возникновением ползущего разряда и последующий пробой.
И, наконец, стоит обратить внимание на то, что существуют и обратные процессы: повреждение определенных систем связанных с содержанием или подачей масла, влияют на его окисление и работоспособность. К примеру, повреждение маслонасоса приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное масло
При нарушении резиновых уплотнений в масло попадает влага, которая является одним из основных катализаторов его старения. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и проч.
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.
Сокращенный химический анализ
Данная методика испытаний включает в себя:
- Проверка качества по внешнему виду взятой пробы. В ходе этого экспресс анализа можно определить наличие воды и шлама.
- Определение пробивных напряжений. Данный тест мы рассмотрим отдельно.
- Определение кислотного числа. Данный тест производится в спецлаборатории, техническую сторону анализа мы приводить не будем, поскольку она интересна только специалистам. Что отображает данный показатель, было рассказано выше.
-
Определение температуры вспышки. В современных спецлабораториях для этой цели используют автоматические приборы, позволяющие зафиксировать температуру воспламенения масла в большом диапазоне. В частности, представленный на рисунке ниже прибор способен измерить температуру воспламенения в пределах от 40,0°С до 370°С.
Автоматический прибор ТВЗ-ЛАБ-11 фиксации температуры вспышки
- Анализ, получивший название «реакция водной вытяжки». По данной методике можно определить наличие щелочи и кислоты во взятой пробе. Масло считается отвечающим норме, если реакция показала нейтральный результат.
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
Причины поломок оборудования
Однако, даже при постоянном надзоре и проверках не удается избежать непредвиденных или, наоборот, плановых поломок и повреждений.
80 % всех известных причин отказа силовой техники спровоцированы загрязнением и окислением трансформаторного масла, то есть жидкой изоляции. Рассмотрим некоторые из этих причин в совокупности с предпосылками поломок, то есть влиянием устаревшего масла.
Наиболее распространенным вариантом повреждения трансформаторов общего назначения является повреждение высоковольтных маслонаполненных вводов, в которые попадает влага. Масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в результате чего в масле могут возникнуть частичные разряды и возникает пробой.
Другим видом поломок трансформаторов является нарушение в контактной системе избирателя. Они возникают от неправильной регулировки контактов, впоследствии образования на контактах окисленной пленки – продуктов старения трансформаторного масла.
К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения твердой изоляции и обмоток трансформаторов. Шлам и другие отложения загрязненного трансформаторного масла остаются на обмотках или изоляции, вызывают ее ослабление с возникновением ползущего разряда и последующий пробой.
И, наконец, стоит обратить внимание на то, что существуют и обратные процессы: повреждение определенных систем связанных с содержанием или подачей масла, влияют на его окисление и работоспособность. К примеру, повреждение маслонасоса приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное масло. При нарушении резиновых уплотнений в масло попадает влага, которая является одним из основных катализаторов его старения
Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и проч
При нарушении резиновых уплотнений в масло попадает влага, которая является одним из основных катализаторов его старения. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и проч.
Это интересно: Автоматическая частотная разгрузка АЧР — назначение и принцип действия
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ.
6.1. Персонал, обслуживающий выключатели, должен знать устройство и принцип действия аппарата, знать и выполнять требования настоящей инструкции, 6.2. Все сведения о неисправностях, обнаруженных во время работы выключателя, необходимо записывать в Журнал дефектов и сообщать мастеру МП РЭС, а сведения об отключении коротких замыканий – в Журнал автоматических отключений. 6.3. За время эксплуатации обслуживающий персонал обязан: –следить за тем, чтобы рабочее напряжение и ток нагрузки выключателя не превышали величин указанных в таблице 1; –следить за уровнем масла в полюсах выключателя и отсутствием течей масла; –не допускать в помещении распредустройства скопление пыли. 6.4. После отключения короткого замыкания выключатель должен быть осмотрен. При этом проверяется отсутствие выброса масла через жалюзи маслоотделителя. Значительный выброс масла свидетельствует о ненормальном отключении короткого замыкания, выключатель должен быть выведен из работы и осмотрен. Если после отключения короткого замыкания отмечено потемнение масла в масломерном стекле, масло в выключателе следует заменить
Внимательно осматриваются тяги, проходные и опорные изоляторы обращается внимание на отсутствие трещин и степень загрязнения фарфора, в необходимых случаях производится протирка изоляции после вывода выключателя из работы. 6.5
Для поддержания выключателя в работоспособном состоянии в течении всего периода эксплуатации установлены следующие виды технического обслуживания: — периодический осмотр; — текущий ремонт; — средний ремонт; — капитальный ремонт; — внеплановый ремонт. 6.6. Периодический осмотр должен производиться не реже одного раза в месяц. При осмотрах проверяется отсутствие ненормального нагрева выключателя; признаками нагрева является едкий специфический запах горелой изоляции вследствие обугливания нижнего и верхнего бакелитовых цилиндров и камеры, а также перегрева масла. При этом темнеет также масло в масломерном стекле. Особое внимание следует уделять контролю нагрева выключателя при больших нагрузках и высокой температуре окружающего воздуха. 6.7. Текущий ремонт выключателя должен производиться 1 раз в год. 6.8. При текущем ремонте необходимо производить следующие работы; — проверка состояния и подтяжка болтовых соединений, в том числе и контактных; — проверка работы кинематики приводного механизма и привода; – проверка целостности и очистка изоляционных деталей, регулировка уровней масла в полюсах и масляном буфере; — подтяжка или замена уплотняющих прокладок. 6.9. Средний ремонт выключателя производится через 3-4 года после капитального. При этом выполняется комплекс работ в объеме текущего ремонта и дополнительно к этому замеряется переходное сопротивление полюсов, скоростные и механические характеристики. Если измеренные характеристики имеют отклонения, производится разборка и регулировка выключателя и высоковольтные испытания в полном объеме. 6.10. Внеочередной ремонт производится после отключения 6 коротких замыканий. При этом целесообразно сохранить предыдущую регулировку. Поэтому следует разбирать выключатель в минимальном объеме. Порядок и объем разборки следующий: — снимаются межфазные перегородки; — производится расшиновка нижнего выводного контакта; — сливается масло; — открываются нижние крышки, вынимаются гасительные камеры и распорные цилиндры; — открываются верхние бакелитовые крышки и вынимаются маслоотделители. Дальнейшую разборку производят только при необходимости. Также осматривают и ремонтируют при необходимости дугогасительную камеру и распорный цилиндр. Проверяют работу масляного буфера и уровень масла в нем, выключатель тщательно очищают от пыли и грязи. Подтягивают гайки и болты, заменяют поломанные шплинты, проверяют отсутствие течей масла в уплотнениях. Кроме того, после выполнения 450 отключений токов, близких к номинальным токам необходимо производить замену масла, частичную замену контактов — через 900 отключений, полную замену контактов к камер — через 1800 отключений токов близких к номинальному. 6.11. Капитальный ремонт производится с периодичностью 1 раз в 8 лет. В объем капитального ремонта входят: — общий осмотр, отсоединение шин, снятие основных цилиндров с рамы; — осмотр и ремонт приводного механизма; — осмотр и ремонт дугогасительных устройств и контактной системы; — регулировка выключателя; — присоединение шин, покраска, испытания выключателя; — оформление документации.
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.
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.
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.
Однобаковый с открытой дугой
Наиболее простая конструкция масляного выключателя. Состоит из одного большого бака, гашение дуги происходит в нем посредством двукратного разрыва контактов.
Такой тип выключателя имеет стандартное строение и состоит из блоков контактов (подвижных, неподвижных, дугогасительных), бака с трансформаторным маслом, фарфоровых изоляторов, пластин, траверсы, пружин и вала.
Беспроводной дистанционный выключатель света, устройство, принцип работы, как подключить, схема
Шесть фарфоровых изоляторов проходят насквозь через крышку МВ и заканчиваются медными скобками. Последние и являются неподвижными рабочими контактами.
Подвижные контакты размещены на траверсе и приводит их в движение изолирующая тяга.
Магнитный выключатель включен при условии нахождения траверсы в верхнем положении. В этот момент пружина сжата, а контакты замкнуты.
Выключатель соединен с защелкой, удерживающей его во включенном положении. При отключении защелка высвобождается, пружина разжимается, контакты размыкаются. При этом на каждом полюсе цепь размыкается в двух точках. Образуется дуга, которая горит не более 0,1 с.
Данный тип выключателей является одним из наиболее простых по конструкции и в эксплуатации, неприхотливых и недорогих.
С дугогасительной камерой
Масляные выключатели с дугогасительной камерой имеют более качественные показатели в плане отключающей способности и надежности.
Достигается это как раз наличием дугогасительной камеры. Последняя располагается внутри бака в масле.
Конструкция МВ данного типа более сложная: имеются трансформаторы тока, нагревательный элемент, устройство для спуска масла.
Гашение дуги происходит в дугогасительной камере. Особенность процесса заключается в том, что величина давления, возникающего при гашении намного выше того, что наблюдается в МВ без дугогасительной камеры.
Более высокое давление уменьшает диаметр дуги, вследствие чего происходит более быстрое ее гашение.
