Егонский А. А., Тихонов А.А.

А. А. Егонский

А.А. Тихонов

диагностика

электрооборудования

ЭДИС «АЛЬБАТРОС», МИК-1

Красноярск 2011

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГАОУ ВПО Сибирский Федеральный Университет

А. А. Егонский

А.А. Тихонов

диагностика

Электрооборудования

ЭДИС «АЛЬБАТРОС», МИК-1

Красноярск 2011

Егонский А. А., Тихонов А.А.

Диагностика электрооборудования.ЭДИС «Альбатрос», МИК-1: А. А. Егонский., А.А. Тихонов. Красноярск: ИПЦ СФУ, 2011. 54 с.

Излагаются методы диагностики электрооборудования в процессе эксплуатации и ремонта. Рассмотрены назначение, функциональные возможности и дано описание работы экспертно-диагностической системы ЭДИС «Альбатрос» и Мобильного индикаторного комплекса МИК-1.. Особое внимание уделяется диагностике трансформаторного маслонаполненного оборудования. Приводятся нормативные материалы.

Предназначено для студентов направления подготовки дипломированных специалистов – «электроэнергетика» (спец. 140204.65), а также может быть полезно для слушателей курсов повышения квалификации.

УДК 621.316.925(07)

Ó СФУ, 2011

Ó Егонский А. А.,

Введение

Для обеспечения надежности электроснабжения и продления срока службы электрооборудования в условиях эксплуатации необходимо обеспечивать работоспособное состояние оборудования и уметь прогнозировать его состояние (при необходимости планировать ремонты или замену). Для этого необходимо обеспечить:

1. Контроль за техническим состоянием оборудования (периодический осмотр в процессе эксплуатации оперативным персоналом и техническое обслуживание в соответствии с заводскими инструкциями). При этом, как правило, выявляется большая часть нарушений в работе электрооборудования: течи масла, повышенные вибрации, механические повреждения элементов, повышенные нагревы и т.д.

2. Комплексный анализ результатов испытаний и специальные обследования, анализ режимов работы оборудования

3. Выявление и идентификацию дефектов в процессе периодических профилактических испытаний электрооборудования и специальных обследований. Принятие решения о необходимости и объеме ремонта оборудования.

Определение технического состояния оборудования, вида и степени развития дефектов по результатам контроля состояния и специальных обследований с целью прогнозирования отказа называют технической диагностикой [1].

Экономическая целесообразность дополнительных затрат на систему диагностики оборудования заключается в снижении стоимости восстановительных ремонтов по сравнению с аварийными ремонтами, с учетом снижения отпуска электроэнергии и ущербов от перерывов в электроснабжении.

Существовавшая до недавнего времени система обеспечения надежности основного высоковольтного оборудования была ориентирована на поддержание высокого технического состояния и готовности путем жестко регламентированных объемов и периодичности испытаний и ремонтов в заданные сроки, независимо от их реальной необходимости, а зачастую и в ущерб экономической целесообразности [2].

Это, в первую очередь, было связано с низкой эффективностью раннего обнаружения развивающихся дефектов традиционными методами контроля. Поэтому больше надеялись на осмотр при вскрытии и профилактический ремонт, производимый, как правило, квалифицированными специалистами.

На современном этапе развития энергетики появились свои особенности, которые потребовали пересмотра сложившейся в эксплуатации практики. В первую очередь это:

1. Быстрый рост доли оборудования, отработавшего нормативный срок (в большинстве случаев это означает только расчетный срок службы, а не полный физический износ) и замедление темпов обновления (реконструкции). Доля оборудования, к настоящему времени выработавшего нормативный срок работы, уже превысила 45-80% [1].

2. Повышение рентабельности производства электроэнергии в мире, конкуренция и, как следствие, необходимость поиска возможностей снижения затрат.

3. Появление современных методов и технологий диагностики, базирующихся на более сложных физических и химических процессах в изоляции и позволяющих прогнозировать развитие дефектов на ранних стадиях развития [2].

Поэтому в настоящее время в качестве стратегической задачи провозглашен принцип перехода к ремонту электрооборудования по техническому состоянию [3].

Общие сведения

Наиболее дорогостоящим и ответственным оборудованием электрической системы являются силовые и измерительные трансформаторы.

Ориентировочные статистические данные по причинам повреждения трансформаторов выглядят следующим образом:

- упущения эксплуатации (течи и упуск масла) -30%,

- дефекты маслонаполненных вводов -30%,

- дефекты регулирующих устройств РПН, ПБВ - 20%,

- повреждения обмотки -13-16% (в основном увлажнение, распрессовка, деформация обмоток),

- повреждения и дефекты магнитной системы - 4%.

Опыт обследования трансформаторов показывает, что примерно 60%-70% дефектов могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети.

Основная причина повреждения герметичных трансформаторных вводов - конструктивные недостатки. Одним из общих дефектов герметичных вводов всех типов является неисправность сильфонов в компенсаторах давления.

Основная причина повреждений в устройствах РПН - нарушение контактов, приводящее к искрению и подгару, а также механические неисправности из-за износа узлов кинематики.

Основные причины повреждений в магнитной системе - перегрев сердечника при возникновении к.з. контуров, нарушение контакта заземления магнитопровода, старение железа магнитопровода (нарушение межлистовой изоляции).

Основной причиной отказов трансформаторов тока является повреждение главной изоляции из-за ее увлажнения, старения, а также вследствие воздействия на нее частичных разрядов (ЧР).

Основными причинами повреждений ТН являются: процессы увлажнения изоляции, а также нарушения во вторичных цепях и повреждения стали ТН.

Главная особенность изоляции силовых трансформаторов и маслонаполненного оборудования - использование бумажно-масляной изоляции с охлаждением циркулирующим маслом в баке, защищенным от воздуха системой дыхания.

Масло имеет непосредственный контакт с магнитопроводом, обмоткой, изоляцией, поэтому анализ масла позволяет выявлять до 70 % вероятных дефектов в трансформаторном оборудовании [4].

Главная изоляция силовых трансформаторов маслобарьерного типа состоит из чередующихся барьеров, электрокартона и масляных каналов. Электрическая прочность масляного канала зависит от ширины канала и влажности масла. Барьеры, дистанцирующие рейки и прокладки, образуют систему вертикальных и горизонтальных каналов, по которым циркулирует масло. В маслобарьерной изоляции при воздействии переменного и импульсного напряжения наиболее нагруженными оказываются прослойки масла. Напряженность электрического поля в масле примерно в 1, 5-1, 8 раза выше по сравнению с картоном, при этом электрическая прочность масла в 3-4 раза меньше прочности пропитанного электрокартона. Поэтому нарушение электрической прочности начинается с пробоя масляного канала, не приводящего в первые моменты времени к полному пробою изоляции. Электрическая прочность масла зависит от наличия механических примесей, влаги (особенно в виде эмульсии) и пузырьков газа, которые в электрическом поле выстраиваются вдоль силовых линий, образуя «мостики». Увлажнение изоляции и наличие кислорода (воздуха) являются мощными катализирующими факторами, ускоряющими процесс термохимического старения изоляции. Вода в масле – " главный враг" изоляции она оказывает отрицательное влияние на все электрические характеристики изоляционной системы [2].

Влага в масле может существовать в трех основных состояниях: растворенная, эмульгированная, слоевая. Растворенная влага представляет собой молекулы воды, расположенные между молекулами масла. Растворенная влага практически не влияет на его электрические и физико-химические свойства. Растворимость воды в масле зависит от химического состава и температуры и составляет 20-30 г/т при температурах близких к 20^○С. Эмульгированная влага представляет собой взвесь мельчайших капель воды в масле и существенно снижает электроизоляционные свойства масла. С течением времени отдельные капли сливаются в более крупные, и скапливаясь на дне бака, образуют слоевую влагу. Чаще всего эмульгированная влага образуется в масле с высоким влагосодержанием при быстром снижении его температуры за счет снижения растворимости. Появление в масле эмульгированной влаги приводит к увеличению тангенса потерь и снижению электрической прочности более чем в 4 раза. Слоевая влага представляет собой слой воды на дне бака с маслом. Слоевая влага образуется:

- при конденсации влаги на более холодных стенках бака, постепенном ее накоплении и стекании по стенкам на дно,

- в результате слияния эмульгированной влаги в более крупные капли и их накопления в нижней части бака,

- при нарушении уплотнения бака и попадания воды внутрь при атмосферных осадках.

Слоевая влага опасна, главным образом, риском возникновения ее контакта с целлюлозной изоляцией и деревянными рейками и образованием " фитильного" эффекта.

В целлюлозе влага находится в растворенном состоянии, т.к. структура материала представляет собой микропористую волокнистую систему, в которой длинные молекулы образуют волокна длинной до нескольких сотен микрон. По мере увеличения влажности целлюлозы, молекулы воды сначала растворяются внутри молекул целлюлозы, образуя межмолекулярные связи, а затем (при повышении влажности свыше 4 -5%) начинает преобладать растворение влаги в микропорах. Это обстоятельство обуславливает превышение предельно допустимого увлажнения изоляции, составляющего 4%.

Твердая изоляция с повышенным содержанием влаги представляет опасность по следующим причинам:

- вследствие электролиза воды возможно образование пузырьков водорода, кислорода и пара,

- увеличиваются диэлектрические потери в изоляции и возникает опасность теплового пробоя.

Процесс увлажнения внутренней изоляции маслонаполненного оборудования происходит в некоторых случаях при нарушении герметичности, но главным образом из-за контакта масла с атмосферным воздухом в системе " дыхания". Влага из воздушной подушки надмасляного пространства в расширителе проникает в трансформаторное масло (при плохой работе воздухоосушителей влажность воздуха может достигать 60-80%), а затем из масла в твердую изоляцию (бумагу, картон). Процесс увлажнения происходит до тех пор, пока не произойдет насыщение твердой изоляции до уровня 4-10 % (в зависимости от температуры изоляции).

Количественная оценка влагосодержания твердой изоляции в условиях эксплуатации затруднена. Поэтому очень важен постоянный контроль за влажностью масла. Норма влагосодержания свежих трансформаторных масел составляет 10 Г/Т, а предельно допустимые значения - 25 – 30 Г/Т. Если в процессе эксплуатации или ремонта происходит увлажнение изоляции трансформатора, необходима подсушка или сушка изоляции.

Трансформаторное масло представляет собой сложный состав насышенных углеводородов (парафины и нафтены - до 85%) и ароматических углеводородов (до 15%). Состав масла зависит от месторождения нефти, из которой оно получено, и технологии производства.

В процессе старения масла в нем, кроме газообразных продуктов, образуются гидроперекиси, низкомолекулярные кислоты, фенолы и тяжелые продукты, образующие нерастворимые осадки - шлам. Процесс старения происходит при повышенных температурах за счет совместного воздействия молекулярного кислорода воздуха, воды и электрического поля. Для снижения скорости старения масла максимальная рабочая температура масла в силовом трансформаторе не должна превышать 85 °С.

В первом приближении можно считать, что основу масла составляет мономолекула (СН2)n. Любое внутреннее повреждение изоляции в виде локального электрического разряда (частичный разряд) или локальный нагрев (" горячая точка" ) приводят к выделению тепла и при температуре, превышающей 250-300°С, - крекингу (разложению масла на более легкие фракции.

Схематично процесс крекинга масла можно иллюстрировать следующим образом (рис.1) [4].

T> 500 °С

Т> 700 °С

С₂Н₂ + Н₂

Рисунок 1 - Схема разложения трансформаторного масла (крекинга)

Как видно из схемы, основными продуктами разложения масла под действием термохимического процесса являются газы: Н₂ - водород, СН₄- метан, С₂Н₄ - этилен, С₂Н₆- этан, С₂Н₂- ацетилен, СО - оксид углерода.

Разложение масла начинается с появления Н₂, СН₄, а затем и С₂Н₆ при температурах более 300°С, характеризующих электрические разряды и горячую точку относительно невысоких энергий. С₂Н₂ и С₂Н₄ - так называемые газы второго порядка, которые характерны для электрических разрядов высокой энергии (искра, дуга) и горячей точки высокой температуры (более 600 °С).

У нормально работающих трансформаторов существует " естественный фон" газов, который называют " граничными концентрациями". Такой фон у каждого аппарата индивидуален и зависит от конструкции, системы охлаждения, температурного режима, напряжения, мощности и т.д. Статистическая обработка естественных фонов нормально работающих трансформаторов позволяет классифицировать " граничные концентрации" по типам оборудования, величине номинального напряжения и т.д.

Твердая изоляция на основе целлюлозы (бумага, электрокартон) представляет собой мономолекулу, в основе которой лежат глюкозидные кольца (Глюкозидные остатки). Упрощенная формула целлюлозы (С₆Н₁₀О₅)n, где n - степень полимеризации (число глюкозидных колец в мономолекуле). Для новой бумаги степень полимеризации 1500-2000.

При температуре до 150°С целлюлоза не разлагается, но при температуре 200-400°С происходит разрушение молекулы с выделением так называемых фурановых соединений и газов (Н₂, СО, СО₂) и воды [2].

Фрагмент разрушения химической формулы целлюлозы имеет вид:

СН2ОН ОН ОН

О СН О О СН СН

СН СН СН СН

СН СН СН О

ОН ОН СН2ОН

Тепловое и эл. поле фурфуроловый спирт –С₅Н₉О₄ Кислород, Н₂О

и другие фурановые

соединения, СО, СО₂, Н₂О

Рисунок 2 - Фрагмент разрушения химической формулы целлюлозы.

При старении бумаги мономолекулы разрываются на более короткие. При этом степень полимеризации снижается до 500-600^○С. Снижение степени полимеризации сопровождается изменением физико-механических характеристик (потеря эластичности, усадка, потемнение бумаги), потерей электрической прочности и ослаблением конструкции в целом. Поэтому повышенное содержание оксида и диоксида углерода свидетельствует о том, что дефектом затронута твердая изоляция. Влагосодержание целлюлозы, как результат только термохимического разложения бумаги, может достигать 2-2, 5% при норме 3-4%.

Таким образом, по концентрациям продуктов разложения масла и бумаги можно косвенно судить о состоянии трансформатора.

Следует особо отметить, что в процессе дегидратации целлюлозы происходит выделение воды (до 3-6% массы) и местное увеличение концентрации влаги. При этом возможен разогрев участка диэлектрическими потерями, прогарание изоляции с образованием витковых замыканий и развитием повреждения в к.з.. Снижение степени полимеризации до 250 единиц приводит к четырехкратному снижению механической прочности бумажной изоляции и возрастанию риска повреждения трансформатора из-за возникновения витковых замыканий.

2. Диагностика маслонаполненного оборудования в процессе эксплуатации.

Рисунок 5 - Структурно-логическая схема диагностики по результатам ХАРГ.

На рисунках (рис.6 – рис. 9) представлены «графические портреты» по результатам ХАРГ [4], соответствующие дефектам электрического характеравызванные разрядами

(преобладает водород).


Рисунок 6- Разряды малой мощности	Рисунок 7- ЧР с низкой плотностью энергии

Рисунок 8 - Дефекты, вызванные искрением	Рисунок 9- Дефекты, вызванные дугой

На рисунках (рис.10 – рис. 12) представлены «графические портреты», соответствующие дефектам термического характера в диапазоне средних температур (преобладает газ – метан), переходящие в ЧР.


Рисунок 10. Дефект термического характера	Рисунок 11. Дефект термического характера

На рисунках (рис.13 – рис. 15) представлены «графические портреты» газов, соответствующие дефектам термического характера в диапазоне высоких температур (преобладает газ - этилен).


Рисунок 12. Дефект термического характера	Рисунок 13. Высокотемпературный нагрев

Рисунок 14. Высокотемпературный нагрев	Рисунок 15 - Высокотемпературный нагрев, переходящий в дугу

Рассмотрим на примере определение дефекта по результатам ХАРГ. При построении графика учитывалось отсутствие эксплуатационных факторов, способствующих росту растворенных в масле газов (п.3.2 РД).

Граничные концентрации растворенных в масле газов РД.

В трансформаторе ТРДЦН-63000/110 по результатам АРГ получили следующие концентрации растворенных в масле газов:

Н₂ = 0.004%об, СН₄ = 0.084%об, С₂Н₂ = 0%об, С₂Н₄ = 0.02%об, С₂Н₆ = 0.011%об,

СО = 0.05%об, СО₂ = 0.48%об.

1. Определяем относительные концентрации (а_i) для каждого газа:

а_н2= 0.004/0.01=0.4, а_СН4= 0.084/0.01=8.4, а_С2Н2= 0, а_С2Н4= 0.02/0.01=2.0,

а_С2Н6 = 0.011/0.005=2.2

2. По полученным относительным концентрациям определяем основной газ:

8.4 = а_СН4> а_С2Н6> а_С2Р4> а_Н2, т.е. основной газ - метан

3. Определяем величины отрезков по оси Y для каждого газа:

СН₄= 1, Н₂=0.4/8.4=0.05, С₂Н₄=2/8.4=0.24, С₂Н₂=0, С₂Н₆= 2.2/8.4 = 0.26

4. Строим график (рис.16).

5. По основному газу СН₄ находим график похожий на построенный график (рис.10). При сравнении делаем заключение: в трансформаторе, по данным АРГ прогнозируется дефект термического характера в диапазоне средних температур.

6. Для решения вопроса, затронута ли дефектом твердая изоляция, определим отношение концентраций СО₂/СО:

СО₂/СО=0.48/0.05 = 9.6< 13 (см. П.5.3.РД), следовательно, твердая изоляция дефектом не затронута.

7. Для проверки диагноза (в последующих примерах эта проверка не приведена) определим прогнозируемый в трансформаторе дефект по критерию отношения (п.5.2, табл.3 РД):

Рассчитываем величины отношения концентраций газов:

На основании полученных данных прогнозируется дефект термического характера – " термический дефект в диапазоне средних температур (300-700)°С".

Так как СО₂/СО=0.16/0.02=8 < 13 (см. П.5.3.РД), делаем вывод, что дефект не затрагивает твердую изоляцию и относится к группе 1 (п.2.1).

Таким образом, получили совпадение характера прогнозируемого дефекта, определенного графическим способом и по критерию отношения газов.

По результату этого анализа была дана рекомендация вывести трансформатор в ремонт в ближайшее время. Во время ремонта в нем был обнаружен сильный подгар контактов избирателя.

Рисунок 16 - График дефекта термического характера в диапазоне средних температур, вызванного подгаром контактов избирателя

Физико-химический анализ масла. Качество трансформаторного масла оценивается сравнением результатов испытаний с нормативными значениями в зависимости от типа, вида и класса напряжения электрооборудования, а также их динамикой. Нормативные значения показателей качества масла и периодичность испытаний регламентируются действующими ОиНИЭ и " Методическими указаниями по эксплуатации трансформаторных масел" (РД 34.43.105-89) [5]. Особенностью новых нормативов, является: во-первых то, что ФХАМ поставлен на первый план при оценке состояния маслонаполненного оборудования, во-вторых, выделение двух областей эксплуатации масла:

- область " нормального состояния масла", когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования,

- область " риска", когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности и требуется учащенный и расширенный контроль для прогнозирования срока службы или принятия специальных мер по восстановлению его эксплуатационных свойств или его замены.

Начинают контроль масла с визуального осмотра масла: анализируют его цвет, наличие загрязнения, прозрачность. Свежее масло имеет, как правило, светло-желтый цвет, а его темный цвет указывает на старение и возможный перегрев в эксплуатации. На основании результатов визуального осмотра принимается решение о проведении дополнительных испытаний:

Электрическая прочность трансформаторного масла 40-70 кВ определяется по ГОСТ 6581-75 в стандартном разряднике с использованием аппаратов АИМ-80, АИМ-90 и, как правило, затруднений не вызывает. Электрическая прочность является основной изоляционной характеристикой масла, определяющей его работоспособность. Электрическая прочность снижается при значительном увлажнении масла (вода в виде эмульсии) и загрязнении его механическими примесями, особенно при повышенной влажности.

Наиболее значительное снижение электрической прочности с ростом влагосодержания наблюдается при содержании воды более 25-30 г/т. Механические примеси снижают электрическую прочность в зависимости от их фракционного состава и их проводимости. Наиболее заметное снижение прочности происходит при размерах частиц более 100 мкм.

Количественное содержание воды. Вода в масле, как уже отмечалось, может находиться в следующих состояниях: связанная, растворенная, эмульгированная, слоевая (осажденная). Связанная вода определяется фракционным составом масла и примесей, находится в сольватированной форме и, как правило, обычными методами анализа масла не выявляется.

Влажность масла в энергосистемах до настоящего времени определялась, в основном, гидрит-кальциевым методом с помощью прибора ПВН по ГОСТ7822-75, Принцип основан на реакции гидрида кальция с водой при которой выделяется водород:

СаН₂ + Н₂О = Са(ОН)₂ + 2Н₂

По количеству выделившегося газообразного водорода рассчитывается содержания растворенной в масле воды.

В последние годы внедряются методы определения воды по методике публикации МЭК 814 (кулонометрическое титрирование в реактиве Карла Фишера). Влагосодержание жидких диэлектриков по данной методике определяется по количеству электричества, затраченного на генерацию йода, вступившего в реакцию с водой

Влагомер трансформаторного масла ВТМ-2, выпускаемый Ангарским ОКБА, реализует кулонометрический метод измерения влаги. Сущность метода заключается в поглощении влаги пленкой сорбента из потока газа носителя (воздуха), протекающего через масло, и извлекающего из масла влагу. Поглощенная пленкой влага подвергается электролизу и по количеству электричества определяется влагосодержание.

Во ВНИИЭ разработана методика хроматографического определения влагосодержания трансформаторного масла на газовых хроматографах. По методике ВНИИЭ, малая проба масла (25-100 мкл) вводится в испаритель. Температура испарителя порядка 180 градусов, поэтому вся вода, присутствующая в масле, переходит в газообразное состояние и вместе с выделившимися газами поступают в хроматографическую колонку, в которой происходит разделение газов. Затем детектор по теплопроводности регистрирует количество воды.

Кислотное число (КОН) определяется по ГОСТ 5985-79 методом титрирования спиртовым раствором. КОН – это количество едкого калия в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Значение кислотного числа масла, превышающее 0, 15 мг/г, является признаком его старения и окисления (содержания в нем кислых соединений) и служит основанием для оценки состояния масла: необходимости замены силикагеля в термосифонных (адсорбционных) фильтрах, регенерации масла, проверки содержания атиокислительной присадки ионол (агидол) в масле. Чем выше кислотное число масла, тем, как правило, выше его проводимость и диэлектрические потери. Кислотное число не должно превышать 0, 15-0, 25 мг/г.

Тангенс угла диэлектрических потерьмасла характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации - степень загрязнения и старения масла (повышение электропроводности, образования коллоидных образований, растворимых металлоорганических соединений (мыл), смолистых веществ). Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tgd_м) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Для определения tgd_м масло заливают в специальный сосуд (по ГОСТ 6581-75) с цилиндрическими или плоскими электродами. Отбор проб масла осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 6433.5-84. Измерение производят с применением моста переменного тока Р5026 или другого типа.

Нормируется tgd_м при температуре 20^оС и 90^оС. В эксплуатации целесообразно измерять его значение при температуре 70^оС как на подъеме, так и спаде температуры. " Гистерезисный" характер темперературной зависимости tgd_м - признак глубокого старения масла (снижение tg d_мпри температуре 70^оС на спаде температуры после длительной выдержки при 90-100^оС может происходить либо из-за коагуляции и выпадении осадка, либо при сильном увлажнении масла).

Водорастворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле (более 0, 014 мг/г), свидетельствуют о низком качестве масла. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушении технологии производства, а также в результате окисления при эксплуатации. Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции. Для качественного обнаружения водорастворимых кислот (ВРК), по ГОСТ 6307-75, применяют 0, 02% водный раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочи и мыл – 1% спиртовой раствор фенолфталеина. Данные реактивы меняют свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. Определение ВРК в масле заключается в их извлечении из испытуемого масла дистиллированной водой и определения реакции водной вытяжки рН- метром.

Температура вспышки масла в закрытом тигле характеризует степень испаряемости масла и насыщенности его легкими углеводородами. Для товарных масел температура вспышки должна находиться в пределах 130-150°С. Нормами допускается снижение температуры вспышки не более чем на 5°С, по сравнению с предыдущими испытаниями.

Определение содержания антиокислительной присадки (ИОНОЛ). В присутствии ионола процесс термоокислительного старения масла происходит относительно медленно и масло длительное время имеет показатели, соответствующие нормам. При эксплуатации масла идет процесс непрерывного расхода ионола и при снижении его ниже определенного предела (0, 1%) начинается процесс интенсивного старения масла, сопровождающийся образованием шлама, ростом кислотного числа, ухудшением эксплуатационных характеристик масла. Замена силикагеля в термосифонных фильтрах, как правило, дает только кратковременный результат. Определение содержания присадки ионол осуществляется в настоящее время методами тонкослойной хроматографии на специальных пластинах (РД 34.43.105-89), методами жидкостной хроматографии на жидкостных хроматографах (РД 34.43.208-95), на газовых хроматографах по методике ВНИИЭ или методами ИК спектроскопии. В свежих товарных маслах содержание ионола составляет 0, 25-0, 3%. При снижении его в процессе эксплуатации ниже 0, 1 % требуется регенерация масла и добавка ионола.

Количественное содержание механических примесей. Появление механических примесей в масле свидетельствует либо о грубых дефектах при производстве изоляции, либо о наличии истирания и расслоения материалов в процессе эксплуатации. Механические примеси приводят к сильному снижению электрической прочности масла. Поэтому их наличие определяются вначале визуально и при необходимости - количественно. При количественном анализе определяется количество частиц и производится распределение их по размерным диапазонам. Эти сведения позволяют определить класс чистоты масла по ГОСТ 17216-2001. Для количественного определения механических примесей применяются приборы АЗЖ-975 (г. Самара), ПКЖ-904 (г. Саратов), ГРАН-152 (Техноприбор). В ряде случаев наряду с количественным определением примесей, полезным бывает изучение под микроскопом качественного состава примесей для поиска источника их происхождения. Например, наличие металлических частиц свидетельствует о разрушении циркуляционных насосов трансформатора.

Основные показатели качества эксплуатационного масла приведены в табл. 2

Таблица 2 - Области эксплуатации (состояния) трансформаторного масла

Показатель качества масла (основные)	Область «нормального состояния масла	Область «Риска»
от	до	от	до
Электрическая прочность Uпр, кВ Оборудов. до 35 кВ До 150 кВ 220-500 кВ		и выше		и ниже
Кислотное число (КОН), в % До 220 кВ Выше 220 кВ	0, 02 0, 01	0, 1 0, 1	0, 1	0, 25
Влагосодержание в Г/Т С защитой масла Без защиты	-
Механические примеси в г/т (класс чистоты) До 220 кВ Выше 220 кВ	Отсутств. 10 (10)	(12) 20 (11)	Отсут. 20(11)	(13) 30 (12)
Тангенс потерь при 90град, % До 220 кВ Выше 220 кВ	0, 7
Содержание «Ионола», %	0, 18	0, 1	Менее 0, 1

Краткий обзор систем

Исторически первыми появились автоматизированные системы обработки и хранения хроматографической информации " Диахром" (версия 2.6 до 1999 года) и более поздняя версия " Полихром" (для Windows), разработанные фирмой " ИнфроХром" (г. Москва). Указанные системы являются наиболее распространенными системами в энергетике и включают в себя подсистемы приема и обработки первичной информации с хроматографов (подсистема " Полихром" ) и подсистему " ДиаХром" для хранения базы данных по контролируемому оборудованию (паспортные данные и характеристики, нормативные данные и многолетние результаты хроматографических анализов).

Подсистема " ДиаХром" осуществляет также многокритериальную диагностику состояния электрооборудования, основанную на результатах анализа семи растворенных газов, воздуха, воды, ионола. В качестве критериев и признаков в ней реализовано РД 153-34.0-46.302-00 " Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов". Кроме того, система позволяет осуществлять некоторые функции выборки и контроля оборудования.

Система «ПолиХром» аттестована и внесена в Государственный реестр средств измерения, что позволяет с ее помощью проводить поверку хроматографических установок.

На хроматографах типа «Кристалл-2000» применена программа сбора и обработки хроматографической информации «ХроматэкАналитик». В 2003 г. она дополнена подсистемой обработки и хранения информации «ХроматэкЭнергетик», что приближает ее возможности к «ПолиХрому».

Экспертно-диагностическая и справочно-информационная система (ЭДИС) «Альбатрос», разработанная сотрудниками УГТУ-УПИ и ОАО «Свердловсэнерго» позволяет проводить более глубокий анализ технического состояния силовых и измерительных трансформаторов, маслонаполненных вводов.

Адрес оборудования.

Адрес оборудования включает следующее:

- Сетевое предприятие

- РЭС

- Подстанцию

- Вид оборудования (в настоящем программном продукте рассматриваются 7 видов оборудования):

- ТС_ - трансформатор силовой;

- АТ_ - автотрансформатор;

- РЕА - реактор;

- ТТ_ - трансформатор тока;

- ТН_ - трансформатор напряжения;

- ВМ_ - выключатель;

- BDT - вольтодобавочный трансформатор.

- Диспетчерское наименование оборудования.

- Узел (в настоящем программном продукте рассматриваются узлы: ввод 110; ввод 220; ввод 350; ввод 500; ввод 750; ввод 35; ввод 150);

- бак;

- РПН;

- газовое реле;

- элемент (для измерительных трансформаторов);

- Фаза;

- Сторона подключения (для вводов масляных выключателей).

Оперативная информация

Диагностика состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторовпроизводится на основании следующих параметров: по хроматографическому анализу, по физико-химическому анализу масла (ФХАМ), по диэлектрическим характеристикам твердой изоляции, по измерениям опыта холостого хода, по измерениям сопротивлений обмоток на постоянном токе, по измерениям сопротивления короткого замыкания.

Диагностика состояния вводовпроизводится на основании следующих параметров: хроматографического анализа масла, физико-химического анализа масла, характеристик изоляции.

3.5. Описание пользовательского интерфейса ЭДИС " Альбатрос"

После включения компьютера появится рабочий стол Windows. Обычно на нем расположено некоторое количество значков, представляющих приложения, установленые на жесткий диск компьютера. Для запуска программы дважды щелкните на ярлыке (рис.18), представляющем " ЭС Альбатрос".