Контроль технического состояния силовых трансформаторов по параметрам изоляции (лекция № 7)

1. Лекция № 7 Контроль технического состояния силовых трансформаторов по параметрам изоляции

2. Учебные вопросы

1. Измерение сопротивления изоляции и
коэффициента абсорбции.
2. Измерение диэлектрических потерь и
емкости изоляции.
3. Испытание трансформаторов
повышенным напряжением.
4. Контроль параметров
трансформаторного масла.

3. Литература

Кириллов Г.А., Кашин Я.М. Эксплуатация
электрооборудования. Часть 1. Основы теории
эксплуатации, технического обслуживания и
ремонта электрооборудования: учебное пособие
для студентов, обучающихся по направлению
13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника»
/Кубан. гос. технол. ун-т. – Краснодар: Изд. ФГБОУ
ВПО «КубГТУ», 2015. – с. 44-56.

4. 1. Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Измерение сопротивления изоляции - метод
контроля, позволяющий фиксировать ее увлажнение,
приводящее к нагреву при переменном напряжении
из-за увеличения сквозной электропроводности
диэлектрика и увеличения поляризационных потерь.
Измерения производятся на постоянном напряжении
с целью исключения влияния емкостей изоляционных
конструкций на результат. Характеристики изоляции
зависят от времени регистрации. Эта зависимость
обусловлена протеканием в изоляции быстрых и
медленных
поляризационных
процессов,
сопровождающихся соответствующими этим процессом
скоростям убывания составляющих тока в схеме
измерения.
4

5. 1. Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Отношение
сопротивлений
измеренное через 60 и 15 с,
коэффициентом абсорбции:
изоляции,
называют
Kабс=R60/R15
Kабс для увлажненной изоляции при
tобм = +10 - +30°С:
- 1,3 - 1,5 - для трансформаторов U до 35 кВ;
- 1,5 - 2,0 - для трансформаторов U свыше 35 кВ.
5

6. 1. Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

При удовлетворительном состоянии изоляции в среднем
на каждые 10° повышения t токоведущих частей
сопротивление изоляции уменьшается в 1,5-2 раза.
Для силовых трансформаторов значения сопротивления
изоляции, устанавливаемые нормами, зависят от tобм:
у трансформаторов с Uном обмотки ВН 35 кВ при 20 оС
сопротивление
главной
изоляции
должно
быть
не менее 300 МОм,
у трансформаторов 110 кВ – не менее 600 МОм,
кабелей не менее 50 – 100 МОм/км.
Сопротивление
изоляции
считается
удовлетворительным, если величина R60, полученная на
месте монтажа оборудования, составляет не менее 70% от
величины, измеренной на заводе.
6

7. 1. Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Для оценки состояния изоляции и остаточного
ресурса используют коэффициент поляризации
(Кпол), который характеризует ток сильно
замедленных
поляризаций
(связанных
с
изменением
структуры
диэлектрика,
его
старения, деструкции).
Кпол - отношение сопротивлений, измеренных
мегомметром через 600 сек с момента
приложения напряжения (R600), и 60 секунд после
начала приложения испытательного напряжения
от мегомметра (R60):
Кпол=R600/R60
7

8. 1. Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Для Кпол используют следующие показатели:
Если Кпол<1 - изоляция является опасной;
Если Кпол=1…2 - изоляция является сомнительной;
Если Кпол=2…4 - изоляция является хорошей;
Если Кпол > 4 - изоляция является превосходной.
Для контроля характеристик изоляции, включая и
измерение сопротивления, используют нормативные
схемы измерения (табл.1).
Измерения сопротивления изоляции, Kабс, Кпол в
эксплуатации производят мегаомметрами на U 0.5 кВ,
1 кВ или 2.5 кВ.
8

9. 1. Измерение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

Таблица 1 - Схемы измерения RИЗ , tgδ и С обмоток
трансформаторов
2-х обмоточные
трансформаторы
Обмотка, на
которой
производят
измерения
3-х обмоточные
трансформаторы
Обмотка, на
Заземляемые
которой
части
производят
транcфор.
измерения
Заземляемые
части
трансфор.
НН
ВН, бак
НН
СН, ВН, бак
ВН
НН, бак
СН
ВН, НН, бак
(ВН+НН)
Бак
ВН
НН, СН, бак
(ВН+СН)
НН, бак
(ВН+СН+НН)
Бак
9

10. 2. Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Диэлектрические потери - величина потерь
мощности
в
диэлектрике
под
действием
приложенного к нему U.
Угол диэлектрических потерь δ - угол,
дополняющий до 90° угол сдвига фазы между U
на изоляции и I через изоляцию.
tgδ - соотношение между активной мощностью
нагрева
изоляции
и
реактивной
емкостной
мощностью в изоляции (применимо только для
синусоидальных напряжений и токов).
10

11. 2. Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Рисунок 1 – Векторная диаграмма токов в изоляции
11

12. 2. Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Iсабс = ωCабсU = ω(Cиз – Cг)U - емкостная
составляющая тока абсорбции;
I сг =ωСгU - ток заряда геометрической емкости;
Iаабс- активная составляющая тока абсорбции;
Iскв = U/Rиз - ток сквозной проводимости;
Iабс - полный ток абсорбции в диэлектрике;
Iиз - полный ток в диэлектрике;
Iа = Iаабс + Iскв- активная составляющая полного тока
в диэлектрике;
Iс = Iсг + Iсабс - емкостная составляющая полного поля
в диэлектрике.
12

13. 2. Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Потери в диэлектрике
обусловлены величиной
активной
составляющей
тока
и
определяются
выражением:
P = ωCизU2 tgδ,
где cosφ - косинус угла сдвига фаз между вектором
напряжения и вектором полного тока в диэлектрике,
тангенс угла диэлектрических потерь tgδ = Iа/Iс.
Старение изоляции, ее увлажнение и загрязнение
обусловливают более существенный рост активной
составляющей удельной проводимости диэлектрика в
сравнении с ее реактивной составляющей. В связи с этим
происходит рост активной составляющей полного тока и
как следствие - рост потерь в диэлектрике.
13

14. 2. Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Если Kабс и отношения ΔС/Сг, С2/С50 зависят от
размеров изоляционной конструкции и структуры
изоляции, то tgδ зависит лишь от структуры и
состояния изоляции. Поэтому tgδ является одной
из
основных
усредненных
характеристик
состояния изоляции электрооборудования.
Измерения tgδ на высоком напряжении
производят
измерительными
мостами
переменного тока Р-595 и Р-5026, построенными
по схеме Шеринга, а также другими приборами и
устройствами.
14

15. 2. Измерение диэлектрических потерь и емкости изоляции

Наиболее распространенным прибором такого типа
является мост Р5026, позволяющий измерять емкости
изоляции от 10 пФ до 500 мкФ и tgδ от 0.0001 до 1.0
с погрешностями единицы % при U 10 кВ.
К новейшим приборам относятся: мост Р5026, прибор
«Вектор-2.0 М», цифровые мосты переменного тока серии
«СА7100»,
автоматический
прибор
«ADTR-2K»,
автоматизированная установка «Тангенс-3М», измеритель
емкости и tgδ «Тангенс-2000», анализатор диэлектрических
потерь и емкости система «PDTech DELTAMAXX», TD10-50
и др.
15

16. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции прибором «Вектор – 2.0 М»

Прибор «Вектор-2.0 М» предназначен для
автоматических
измерений
тангенса
угла
диэлектрических потерь tgδ и емкости Сх
высоковольтной твердой изоляции и жидких
диэлектриков с использованием внешней емкости
по «прямой» и по «перевернутой» схемам
измерения (ГОСТ 25242 -93);
Прибор “ВЕКТОР-2.0 М” представляет собой
микропроцессорный
измеритель
параметров,
характеризующих
два
входных
сигнала
промышленной частоты (токи или напряжения),
которые
рассматриваются
как
векторные
переменные электрические сигналы.
16

17. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции прибором «Вектор – 2.0 М»

Параметры (tgδ, Сх, потери, комплексное
сопротивление, группа соединения обмоток,
векторные величины) являются расчетными.
При измерении tgδ и Сх конденсатора он
должен быть подключен к входу “X”, а к входу “О”
должен быть подключен образцовый конденсатор
с известными параметрами: tgδ и Сх. Перед
измерением оператор вводит значение tgδ и Сх
образцового конденсатора. По результатам
измерений
встроенный
микропроцессор
рассчитывает значения tgδ и Сх объекта
измерений и выводит результаты измерений на
индикатор.
17

18. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции прибором «Вектор – 2.0 М»

Рисунок 2 - Внешний вид прибора “ВЕКТОР-2.0 М”
с пультом дистанционного управления
18

19. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции прибором «Вектор – 2.0 М»

При измерениях по
“инверсной” схеме
для оперативного
управления
прибором имеется
блок
дистанционного
управления,
позволяющий
оператору выбирать
нужный режим
работы.
Рисунок 3 - Схема подключения
проводов и кабелей
19

20. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

Наиболее
технически
совершенными
являются
цифровые мосты переменного тока серии СА7100.
Процесс
измерения
полностью
автоматизирован.
Отображение результатов измерения осуществляется на
индикаторе БУ. Управление процессом измерения может
также осуществляться с помощью ПК.
20

21. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

Основой процесса измерения является вариационный
метод измерения. Используемая в мосте разновидность
вариационного
метода
измерения
предусматривает
изменение (вариацию) измеряемой величины (отношения
токов) на известное с необходимой точностью значение.
Разность
значений
измеряемой
величины
до
и
после
вариации используется в качестве калибровочного сигнала.
Вычисления осуществляет процессор, размещенный в БУ.
21

22. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

Процесс измерения с помощью моста:
1 - выбор чувствительности и измерение Uраб;
2 - выбор поддиапазона и уравновешивание измерительной
цепи;
3 - измерение значения остаточного сигнала неравновесия и
"нулей" прибора;
4
-
вычисление
значениям
декадных
результата
измерения
коммутаторов
и
по
значению
равновесным
остаточного
сигнала неравновесия;
5 - коррекция результата с учетом влияния сопротивлений
подводящих проводов, обмоток и коммутаторов в цепи объекта
измерения и образцовой меры.
22

23. 2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом

переменного тока СА7100
Процесс измерения с помощью моста следующий:
1 - выбор чувствительности и измерение Uраб;
2
-
выбор
поддиапазона
и
уравновешивание
измерительной цепи;
3
-
измерение
значения
остаточного
сигнала
неравновесия и "нулей" прибора;
4 - вычисление результата измерения по равновесным
значениям
декадных
коммутаторов
и
значению
остаточного сигнала неравновесия;
5 - коррекция результата.
23

24. 2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом

переменного тока СА7100
Выбор чувствительности осуществляют изменением
коэффициента передачи УСН.
Смена поддиапзона осуществляется переключением
числа витков обмотки WХ, а уравновешивание в пределах
поддиапзона – переключением витков обмотки W0.
После уравновешивания с помощью ВАЦП измеряется
остаточный сигнал неравновесия. Используя результат
этого измерения, равновесные значения числа витков
обмоток КТ, а также значения Сх и tg δ конденсатора С0,
введенные оператором, БУ производит вычисление и
вывод на экран БУ значений tg δ и Сх объекта измерения и
действующего значения первой гармоники рабочего
напряжения и его частоты.
Управление
осуществляет
микроконтроллер,
получающий команды от БУ.
24

25. 2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом

переменного тока СА7100
Рисунок 4 - Схема соединения составных частей моста
25

26. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

В
случае
использования
эталонного
конденсатора, он подключается к клемме Со
прибора и испытательному трансформатору.
Использование моста совместно ПК позволяет
через
диалоговое
управление
мостом,
окно
ПК
осуществлять
выводить
результаты
измерений, а также переписывать из памяти БУ
на винчестер или гибкий диск файл результатов
измерений.
26

27. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

Рисунок 5 - Схема проведения измерений с помощью
моста по «прямой» или «перевернутой» схемам
27

28. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

Рисунок 6а - Схема включения при измерении tg δ и Сх
изоляции трансформаторов
28

29. 2. Измерение tgδ и емкости Сх изоляции высоковольтным автоматизированным мостом переменного тока СА7100

Рисунок 7.6б - Схема включения оборудования при
проведении измерений tg δ и Сх изоляции трансформаторов
29

30. 3 Испытание изоляции трансформаторов повышенным напряжением

Uиспыт. превышает Uраб. и его приложение создает в
испытываемой изоляции повышенную напряженность
электрического поля. Это позволяет обнаруживать
дефекты,
вызвавшие
недопустимое
снижение
электрической прочности изоляции.
При испытании приложенным U постоянного тока
предусмотрено измерение тока проводимости изоляции и
для некоторых ее видов является диагностическим
параметром.
Испытания приложенным U не допускаются:
при наличии видимых дефектов изоляции, а также
при несоответствии качества масла эксплуатационным
нормам,
при загрязнении и увлажнении наружных поверхностей
изоляционных конструкций, выполненных из органических
материалов.
30

31. 3 Испытание изоляции трансформаторов повышенным U

Uиспыт. необходимо подавать на тот электрод объекта,
который в эксплуатации находится под U, а также не
допускать
нахождения
посторонних
предметов,
искажающих электрическое поле испытываемого объекта.
Расстояния до посторонних предметов должны превышать
не менее чем в полтора раза расстояния по воздуху
между заземленными и имеющими высокий потенциал
электродами объекта.
Испытание
изоляции
обмоток
трансформаторов
повышенным U переменного тока от постороннего
источника производится вместе с вводами.
Uиспыт. зависит от класса изоляции оборудования.
Схема для испытания трансформатора повышенным U
f=50 Гц показана на рис. 7. Время испытания -1 мин.
31

32. 3 Испытание силовых трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты

Высоковольтный вывод испытательной установки
присоединяетcя к одному из выводов обмотки. Обмотки
других классов напряжения закорачивают и заземляют.
Подъем U осуществляем со скоростью 1-2 кВ/с до
максимального
Uиспыт. По достижении Uиспыт.
производится отсчет времени испытания. При испытаниях
не должно быть пробоев, перекрытия изоляции и т.п.
По истечении времени испытания, регулятором
напряжения производится понижение Uиспыт. до нуля.
Высоковольтный
вывод
установки
заземляется
и
отключается испытательная установка от питающей сети.
Сопротивление изоляции, измеренное после испытания
должно быть не меньше, чем до испытания.
32

33. 3 Испытание силовых трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты

Рисунок 7 – Схема испытания трансформатора
33

34. 3 Испытание силовых трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты

Подъем напряжения на испытуемом оборудовании
следует начинать с наименьшего возможного значения, но
не превышающего 1/3 испытательного напряжения.
Дальнейшее
повышение
напряжения
до
нормированного испытательного следует производить со
скоростью, позволяющей получить надежный отсчет по
приборам (примерно за 20-30 с). После установленной
выдержки времени испытания производится быстрое
плавное снижение напряжения до нуля. Во время
испытания должно проводиться непрерывное наблюдение
с безопасного расстояния за состоянием объекта, а также
за показаниями измерительных приборов испытательной
установки.
34

35. 3 Испытание силовых трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты

Объект
считается
испытания, если:
выдержавшим
• не произошло пробоя или перекрытия изоляции;
• не было отмечено частичных нарушений изоляции
(неустойчивые
показания,
толчки
отсчетных
устройств) или наблюдением (одиночные разряды,
выделение дыма, скользящие разряды и т.п.);
• не были отмечены местные нагревы изоляции.
35

36. 3 Испытание силовых трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты

При испытании напряжением постоянного тока с
измерением тока проводимости браковочным критерием
считается рост
тока проводимости при
неизменном напряжении на объекте.
После окончания испытаний объект должен быть
разряжен с помощью штанги заземления.
Для снятия абсорбционного заряда изоляции разряд
объекта должен быть длительным - не менее 5-10 мин.
Перед
прикосновением
к
электродам
даже
разряженного
объекта
необходимо
наложение
заземления.
36

37. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Для
обеспечения
надежной
эксплуатации
маслонаполненных аппаратов необходим периодический
контроль качества трансформаторного масла.
Нормативные значения показателей качества, объемы и
периодичность
испытаний
регламентируются
положениями действующих ПУЭ, ПТЭЭП, нормами
испытания
электрооборудования,
заводскими
инструкциями на аппараты и «Методическими указаниями
по эксплуатации трансформаторных масел: РД 34.43.10589».
Определение состояния качества масла проводится по
стандартизованным
методикам,
в
соответствии
с действующими ГОСТами и указаниями МЭК.
37

38. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Объем эксплуатационного контроля включает в
себя сокращенный или полный анализ масла.
Сокращенный
анализ
масла
включает
определение следующих показателей качества:
- внешнего вида и цвета;
-
наличия
механических
примесей
и
свободной воды;
- пробивного напряжения;
- кислотного числа;
- температуры вспышки;
- реакции водной вытяжки.
38

39. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Полный
анализ
эксплуатационного
масла
следует
производить при приближении одного или нескольких
показателей качества масла к предельно допустимому
значению, а также при ухудшении характеристик твердой
изоляции, с целью определения причин данных процессов.
Полный
анализ
прогнозировать
позволяет
более
достоверно
дальнейший
срок
службы
эксплуатационного масла, выявлять причины загрязнения
и правильно выбрать необходимые мероприятия по
восстановлению его эксплуатационных свойств.
39

40. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Хроматографический анализ растворенных в масле
газов
может
входить
в
объем
полного
анализа
специальным
методом,
эксплуатационного масла.
Данный
метод
является
служащим для обнаружения повреждений и дефектов
отдельных конструктивных узлов и всей твердой изоляции
электрооборудования, но практически не информирующем
о качестве и состоянии самого масла.
40

41. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Периодичность
качества
определения
трансформаторного
значений
масла
показателей
в
процессе
эксплуатации должна производится в соответствии с
«Методическими
указаниями
по
эксплуатации
трансформаторных масел: РД 34.43.105-89» и ПТЭЭП.
Требования
к
качеству
эксплуатационных
трансформаторных масел приведены в табл. 4 и 5
«Методических указаний…»
и табл.6 Приложения 3
ПТЭЭП.
41

42. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Проводимый объем контроля и испытаний
трансформаторных масел включает в себя:
Отбор проб масла (ГОСТ 2517-85, ГОСТ 6433.5-84,
МЭК 475);
Визуальный контроль (ГОСТ 6370-83);
Определение влагосодержания (ГОСТ 7822-75);
Определение газосодержания (РД 34.43.107-95);
Определение пробивного напряжения (ГОСТ 6581-75);
Определение tgδ (ГОСТ 658176);
42

43. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Определение кислотного числа (ГОСТ 5985-79);
Определение стабильности против окисления
(ГОСТ 981-75);
Определение температуры застывания
(ГОСТ Т 20287-91);
Определение температуры вспышки (ГОСТ 6356-75);
Определение содержания водорастворимых кислот
(ГОСТ 6307-75);
43

44. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Определение содержания водорастворимых кислот
(ГОСТ 6307-75);
Определение содержания антиокислительной
присадки (РД 34.43.105-89);
Определение содержания осадков и растворимого
шлама (МЭК 422);
Определение содержания механических примесей
(ГОСТ 6370-83;
Содержание фурановых производных;
Содержание серы;
Хроматографический анализ газов, растворенных в
масле (РД 34.46.303-89).
44

45. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Отбор проб масла
Производиться
в
чистую
стеклянную
посуду,
при
хорошей сухой погоде. При этом предварительно слить
некоторое количество масла из аппарата, затем залить
небольшое количество масла в посуду и ополоснуть ее.
Посуду заливать на 95% и герметично закрыть.
Пробу масла хранить в темном и прохладном месте, а
открывать
посуду
следует
непосредственно
перед
испытаниями.
45

46. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Визуальный контроль
Выполняют, рассматривая масло в пробе в проходящем
свете, определяя его цвет, наличие загрязнений, примесей
и прозрачность.
При наличии загрязнений, мутности и потемнения
масло бракуется. Допускается отбор другой пробы.
46

47. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Определение влагосодержания
Значение влагосодержания масла - критерий готовности
его к заливке, а также признак для определения причин
ухудшения
свойств масла или твердого диэлектрика в
аппарате.
Влагосодержание масла увеличивает электрическую
проводимость и диэлектрические потери, а также снижает
электрическую
прочность.
С
другой
стороны
влага
задерживает генерацию зарядов в масле. Масло с
содержанием воды 10 мкг на грамм считается сухим.
При поставке влагосодержание масла может достигать
35 мкг/г.
47

48. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Наличие воды определяют при нагревании масла в
пробирке до температуры 1300С и наблюдении за его
состоянием. При этом не должны быть слышны щелчки
или треск.
Определение растворенной воды в масле производится
в приборе ПВН с применение рекомендованных
ГОСТ 7822-75 реактивов и материалов. Определение
растворенной в масле воды осуществляют измерением
объема выделившихся газов в результате взаимодействия
гидрида кальция (СаН2) и воды, содержащейся в масле.
Влагосодержание определяется в г/т или весовых
процентах.
48

49. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Определение пробивного напряжения
Значение Uпроб. масла - основной критерий надежности
его работы по обеспечению требуемой изоляции в
электрических аппаратах.
Для измерения Uпроб. применяют испытательные
аппараты, в которых используют измерительную ячейку со
сферическими электродами с зазором 2,5 мм, так
называемый
фарфоровый
чашечный
разрядник.
Используются: АИМ-90, АИД-70М, АИД-70Ц, КПМ-901,
СКАТ М100, ВА 60/75/80/100 и др. (см. рис. 8, 9, 10).
Перед испытанием чашечный разрядник осматривают
на предмет отсутствия загрязнений и потемнения
электродов,
шаблоном
проверяют
зазор
между
электродами.
Перед
испытанием
разрядник
ополаскивают
испытуемым маслом.
49

50. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Температура
масла
должна
соответствовать
температуре помещения. При проведении испытаний
осуществляют шесть последовательных пробоев масла с
интервалом 5 мин.
После каждого пробоя с помощью стеклянной палочки
масло между зазорами осторожно перемешивают для
удаления продуктов разложения из межэлектродного
пространства, не допуская при этом образования
пузырьков воздуха.
Качество масла считается неудовлетворительным, если
среднее
арифметическое
значение
пробивного
напряжения из пяти, не считая первого пробоя, не
соответствует
установленному
в
НТД
предельно
допустимому значению.
50

51. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Рисунок 8 – Установка для
испытания трансформаторного
масла АИМ-90Ц
Рисунок 9 - BA75 – портативный
анализатор диэлектрических
свойств трансформаторного масла
на пробой до 75 кВ
51

52. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Определение кислотного числа
Значение кислотного числа масла критерий степени его
старения и служит для оценки предполагаемого срока
службы, а также является основным критерием замены
адсорбента в термосифонных фильтрах трансформаторов
или эффективности регенерации масла с помощью спец.
оборудования.
Перед испытанием проба масла должна быть
тщательно перемешана в течение 5 мин. в склянке,
заполненной не более чем на 3/4 ее объема.
Кислотное число масла определяют титрованием
кислых
соединений
масла
спиртовым
раствором
гидроокиси
калия
в
присутствии
индикатора
в
соответствии с
требованиями п.3.4 ГОСТ 5985-79.
Индикатор фенолфталеин используют только для
определения титра раствора гидроокиси калия.
52

53. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

При проведении испытаний используют индикаторы
щелочной голубой 6Б или нитрозиновый желтый для
определения кислотного числа и фенолфталеин для
определения титра спиртового раствора гидроокиси калия.
При необходимости готовят раствор гидроокиси калия и
проверяют его титр по бифталату калия (ГОСТ 5985-79).
При разногласии в оценке качества масла кислотное
число определяют с применением индикатора щелочного
голубого 6Б.
Кислотное число испытуемой пробы определяется по
формулам в п.4.2 ГОСТ 5985-79. Качество масла
считается
неудовлетворительным,
если
среднее
арифметическое из двух параллельных определений не
соответствует норме. Если значение выше нормы 0,1 мг
КОН/г, то проводят дополнительные испытания на наличие
в масле шлама.
53

54. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Определение температуры вспышки
Определение t вспышки трансформаторного масла в
закрытом
тигле
необходимо
для
обнаружения
в
оборудовании процессов разложения масла и является
критерием фракционного состава масла. Определяется по
ГОСТ 6336-75 (рис. 10).
Отобранная проба в объеме 100 мл перед испытанием
должна быть осушена. Прибор для определения вспышки
установлен в таком месте, где нет движения воздуха, или
закрыт экраном с трех сторон и затенен, чтобы хорошо
наблюдать вспышку.
54

55. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Масло нагревают в закрытом тигле с постоянной
скоростью
при
непрерывном
перемешивании
до
температуры, при которой смесь паров и газов с воздухом,
образовавшихся на поверхности масла, вспыхивает от
источника зажигания, однако не приводит к его
постоянному горению. При испытаниях контролируют
барометрическое давление, с целью вычисления
поправки.
Температуру вспышки определяют по формулам
(п.4.1 ГОСТ 6336-75). Окончательным результатом
является
среднеарифметическое
значение
двух
параллельных испытаний. Если температура вспышки не
соответствует норме или произошло ее снижение более
чем на 60С по сравнению с предыдущим испытанием,
качество масла считается неудовлетворительным.
55

56. 4 Контроль параметров трансформаторного масла

Рисунок 10 - АТВ-20 – аппарат для определения температуры
вспышки в закрытом тигле по методу Пинского-Мартенса
56