Зачем в трансформаторе масло: Зачем масло в трансформаторе? Роль масла в трансформаторах

Содержание

Масло трансформаторное: предназначение, использование и свойства

Масло для трансформаторов — это минеральное масло. Его получают вследствие перегонки нефти. Температура кипения равна 300-400 градусам по Цельсию. Исходя из сорта перерабатываемой нефти, характеристики масел для трансформаторов имеют различия в молекулярной массе (значения колеблются в пределах от 220 до 340 атомных единиц массы). Состав и процентное соотношение элементов в трансформаторном масле можно увидеть в справочных таблицах.

Характеристики масла для трансформаторов, в качестве электрического изолятора, определяются, как правило, величиной тангенса угла потерь диэлектрических свойств. Исходя из этого, в химическом составе масла недолжно быть воды, волокон и других механических примесей, так как они понижают значение этого качества.

Минеральное масло для трансформаторов обладает высоким значением температуры застывания равным от – 450С, что имеет определённую важность для обеспечения его подвижности в условиях минусовых температур.

Продуктивному теплоотводу содействует низкое значение показателя вязкости масла даже при температуре в пределах от 90 — 150 градусов по системе Цельсия в случае вспышек.

Чрезвычайно важной характеристикой трансформаторных масел является их стойкость к окислению. Качественное масло обязано максимально долго сохранять требуемые от него показатели.

В отечественной промышленности во все используемые марки трансформаторного масла обязательно добавляются специальные присадки, обладающие антиокислительными свойствами (агидол-1, 2,6-дитретичный и т. п.). Подобная присадка вступает в химическую связь с пероксидными радикалами, которые появляются в процессе реакции окисления углеводородов. Благодаря этому трансформаторные масла обладают определённым индуктивным периодом при влиянии окислительных процессов.

Чем качественней присадки, тем больше индуктивный период у минерального масла. Во время этого периода возникающие в химической связи окисления блокируются ингибитором. По истощению присадки, трансформаторное масло продолжает окисляться дальше с обычными темпами.

Полезное действие ингибитора зависит, напрямую от состава углеводов и от неуглевододных примесей типа азотистого основания, нефтеновых кислот и других кислородосодержащих веществ, которые могут сопутствовать процессу окисления трансформаторного масла. Дополнительная очистка этого нефтепродукта позволит уменьшить содержание ароматических углеводородов и исключить неуглеводородные связи. Есть специальный транснациональный стандарт «Спецификация на свежие нефтяные изоляционные масла для трансформаторов и выключателей» для трансформаторных масел, нормам которого они должны соответствовать.

Изолирующее трансформаторное масло является горючим, биологически распадающимся материалом. Оно фактически не токсично и не разрушает озоновый слой. Физическая плотность этого нефтепродукта находится в пределах от 840 до 890 кг/м3. Основной характеристикой масла является вязкость. Чем выше значение вязкости, тем больше показатели электрической стойкости. Однако, для обеспечения нормальной функциональности силовых трансформаторов и выключателей, масло не должно быть слишком вязким, в противном случае процедура охлаждения станет не эффективной, а выключатель не сможет своевременно разорвать электродуговую связь.

Перед тем как залить масло в рабочий бак трансформатора, оно проходит процедуру термовакуумной глубокой очистки. Согласно с действующим руководящим документом, пропорция воздуха в масле, которым заполняются измерительные трансформаторы с плёночной защитой, не должна превышать допустимое значение 0,5%, а предельно-допустимое значение воды 0,001% от массы.

В случае с низкочастотными трансформаторами силы без плёночной защиты, допускаются значения концентрации воды в масле не более 0,0025% от общей массы. А насчёт механических присадок, содержание которых определяет категорию чистоты нефтепродукта, следует знать, что их не должно быть в случае использования масла в оборудовании с напряжением до 220 киловольт ниже одиннадцатой категории и в оборудовании с напряжением выше 220 киловольт выше девятой категории.

Силовые трансформаторы

Остались вопросы?
Специалисты ЭНЕРГОПУСК ответят на Ваши вопросы:
8-800-700-11-54 (8-18, Пн-Вт)

Назначение трехфазного силового трансформатора и его область применения

Дата публикации: 10 декабря 2019

Дата обновления: 29 октября 2021

Трехфазный трансформатор – это статический аппарат с тремя парами обмоток, предназначенный для преобразования напряжения при передаче электрического тока на дальние дистанции. Такое преобразование можно осуществить с помощью трех однофазных трансформаторов. Но комплексный аппарат имеет значительные габариты и массу. Трехфазный трансформатор свободен от этих недостатков, благодаря тому, что три обмотки расположены на общем магнитопроводе. Трехфазные аппараты успешно применяют в сетях мощностью до 60 кВА.

Назначение трехфазного трансформатора

Основная задача такого аппарата – преобразовать параметры электрического тока таким образом, чтобы потери при нагреве проводов были минимальными. Для решения этой проблемы необходимо снизить силу тока и увеличить значение напряжения до 6-500 кВ, чтобы значение мощности осталось постоянным. После доставки электрического тока потребителю напряжение необходимо снизить до требуемой величины – 380 В. И эту проблему тоже решают трехфазные аппараты. Также эти устройства применяют для присоединения измерительных приборов, изменения напряжения при проведении испытаний или подключении силовой нагрузки.

Принцип действия и устройство силового трехфазного трансформатора

В конструкцию этого аппарата входят:

  • Магнитопровод. К нему крепятся все части аппарата. Также он служит для создания основного магнитного потока. Магнитопровод может быть стержневым, бронестержневым, броневым.
  • Обмотки. В каждой фазе присутствуют две обмотки – понижающая и повышающая. Обмотки могут соединяться «звездой» или «треугольником» В первом случае линейное напряжение (между началами фаз) в 1,73 раза выше фазного (между началом и концом фазы). При соединении «треугольником» линейное и фазное напряжения одинаковы. Соединение «звездой» эффективно при значительных напряжениях, «треугольником» – при высоких токах.
  • Вводы и выводы. Необходимы для присоединения концов обмоток к ЛЭП. Ввод соединяется с первичной обмоткой, вывод – со вторичной.
В каталоге силовых трансформаторов представлены «сухие» и «масляные» модели. В маломощных трансформаторах охлаждение осуществляется воздушным способом. Такие аппараты называют «сухими». Высокомощные устройства имеют масляное охлаждение, благодаря чему их называют «масляными».
Масло не только охлаждает обмотки, которые нагреваются из-за протекания по ним электрического тока, но и повышает изоляционные характеристики.

Принцип действия:

  • При подключении первичной обмотки в сеть в ней начинает протекать переменный .
  • В сердечнике магнитопровода появляется магнитный поток, охватывающий обмотки всех фаз. В каждом витке присутствует ЭДС, равная по направлению и величине.
  • Если количество витков в первичной обмотке больше, чем число витков во вторичной обмотке, то выходное напряжение больше входного. И наоборот.

Силовые сухие трехфазные трансформаторы — особенности эксплуатации и характеристики

В сухих трансформаторах тепло от нагревающихся токоведущих частей отводится воздушным потоком. Такая охлаждающая система эффективна для аппаратов мощностью не выше 4000 кВА и напряжением обмоток высшего напряжения не более 35 кВ. Эти устройства применяются в местах, в которых предъявляются повышенные требования к безопасности обслуживающего персонала и оборудования.
Они востребованы на металлургических предприятиях, в нефтяной индустрии, машиностроении, при организации электроснабжения объектов жилого, административного и производственного назначения.  

Преимущества сухих трехфазных трансформаторов с выходным напряжением 380 В:

  • Возможность установки в непосредственной близости от людей и оборудования, в любом помещении
    . Необходимо только предусмотреть защитное ограждение, вентиляционную систему, средства мониторинга.
  • Безопасность. Эти аппараты взрывобезопасны, поскольку элегаз и жидкий диэлектрик отсутствуют.
  • Экологичность. Масляные испарения отсутствуют. Поэтому такие модели разрешены для установки возле дошкольных, учебных, медицинских учреждений.
  • Простота эксплуатации. Необходимо контролировать только основные параметры – температуру обмоток, отсутствие или наличие КЗ.
  • Современные комплектующие.
    Благодаря им удалось уменьшить габариты и массу аппаратов.

Недостатки моделей «сухого» типа:

  • Чувствительность к условиям окружающей среды – температуре, влажности, запыленности, сейсмическим воздействиям.
  • Отсутствие моделей, рассчитанных на напряжение более 35 кВ и мощность выше 4000 кВА.
  • Вероятность появления микротрещин в обмотке, которые развиваются и становятся причиной выхода устройства из строя и даже его возгорания.
Цены на сухие трансформаторы зависят от мощности аппарата и материала (медь, алюминий), из которого изготовлены обмотки. Также на стоимость влияет исполнение: открытое, защищенное, герметичное.
Трехфазные силовые трансформаторы масляного типа – плюсы и минусы конструкции
Эти аппараты более опасны в эксплуатации, по сравнению с «сухими» аналогами. Отказ от софтолового масла сделал устройства более безопасными и экологичными, но полностью предотвратить возгорания и взрывы этого оборудования пока не удалось. При использовании масляных устройств необходимо специальное обслуживание и постоянный контроль комплекса рабочих параметров, что повышает эксплуатационные расходы. Оборудование сложно транспортировать к месту назначения, поскольку для доставки масла необходима специальная станция.

Преимущества масляных силовых трехфазных трансформаторов:

  • Неприхотливость к условиям окружающей среды.
  • Привычная конструкция для электриков старшего поколения.
  • Отсутствие межвитковых и межслойных замыканий, благодаря теплопроводности масла.
  • Отсутствие вероятности появления микроскопических трещин в обмотках.
  • Наличие моделей, рассчитанных на значительные напряжение (375 кВ и выше) и мощность (40000 кВА и выше).
У обоих видов трансформаторов имеются собственные достоинства и недостатки. Поэтому при выборе конкретного типа оборудования инженеры-электрики учитывают запланированные эксплуатационные условия, требования СНиПов, ГОСТов, ПУЭ, рекомендации изготовителя.

Руководство по материалам электротехники для всех. Часть 5 / Хабр

Продолжение руководства по материалам электротехники. В этой части продолжаем разбирать диэлектрики, часть посвящена органическим полусинтетическим диэлектрикам: бумаге, шелку, парафину, маслу, дереву.


Добро пожаловать под кат (ТРАФИК)

Бумага, картон

Различные сорта бумаги (Например: Бумага конденсаторная, Бумага кабельная, Бумага телефонная, Бумага крепированная, различных марок.) широко использовались в электротехнике, начиная от тонкой конденсаторной бумаги (толщина такой бумаги может быть 1 мкм, ГОСТ 1908-88), в качестве диэлектрика обкладок конденсаторов, заканчивая толстым электрокартоном, из которого изготавливались корпуса катушек у трансформаторов. Появление дешевых полимерных пленок практически полностью вытесняет бумагу из основных применений.


Металло-бумажные конденсаторы и их содержимое — толстый цилиндр из туго свитой бумаги с металлизацией.

Бумага обладает большим недостатком — гигроскопичностью, втягивая из воздуха воду, электроизоляционные свойства снижаются, поэтому чаще всего её пропитывают воском, трансформаторным маслом и т. п. На текущий момент вытеснена из множества применений пластиковыми пленками и листами.


Содержимое другого бумажного конденсатора. Видна парафиново-масляная пропитка. Сам конденсатор изолирован от стенок толстым электрокартоном.

Бумага за счет своей волокнистой структуры хорошо поддается пропитке и хорошо удерживает жидкие диэлектрики. Относительным преимуществом бумаги является термостойкость, с ростом температуры бумага не расплавится и не потечет, а только обуглится.


Трансформатор от микроволновой печи, изоляция обмоток от сердечника сделана из бумаги с последующей пропиткой.

Шёлк

Под шёлком обычно подразумевается синтетическое волокно. Чаще всего применяется как

дополнительная к основной изоляция.


Провод марки МГШВ (МГШВ — Монтажный Гибкий (многопроволочная жила) Шёлковая изоляция, Виниловая изоляция.) имеет две изоляции — из полиэфирной нити и из ПВХ.


Катушка обмоточного провода марки ПЭЛШО (ПЭЛШО — Провод с Эмалевым Лакостойким покрытием и Однослойной Шёлковой обмоткой. )

Также в декоративных целях провод может иметь наружную оплетку из искусственной нити
— из нейлона, капрона.

Воск, парафин

Используется для пропитки трансформаторов, особенно с бумажной изоляцией. Такой трансформатор при перегрузке начинает «плакать» парафином — это верный знак что его стоит выключить, так как дальше будет хуже.

Общая тенденция по уменьшению габаритов техники и ростом рабочей температуры заставляет производителей заменять легкоплавкий парафин на синтетические компаунды.

При отсутствии доступа к полимерным заливочным составам, пропитка изделия парафином
— самый доступный способ повышения стойкости изделия к влаге среди самодельшиков. Тепловая и механическая стойкость близки к нулю. Чтобы при пропитке внутри не осталось
пузырей воздуха, по возможности это лучше делать в вакууме.

Трансформаторное масло

Жидкий диэлектрик. Трансформаторное масло — это масло высокой степени чистоты и низкой

вязкости. Используется как диэлектрик и теплоноситель в электрических машинах, транс-

форматорах.

Внимание! Трансформаторное масло может содержать достаточно токсичные присадки (В том числе в виде загрязнений, достаточно плохо промытой тары.), в т.ч. крайне токсичный полихлорбифенил. Поэтому самое глупое, что может прийти в голову — это использование трансформаторного масла не по назначению — в качестве топлива, смазочного масла и т.д. Старый трансформатор может содержать чистый полихлорированный бифенил (выпускался, например, под названием «совол» или «совтол» ). В настоящее время применение полихлорированных бифенилов в новых трансформаторах запрещено, но старые трансформаторы и масляные конденсаторы встречаются повсеместно.

«Утопить» в трансформаторном масле трансформаторы и прочие компоненты — самый простой способ наладить охлаждение и повысить электрическую прочность при самостоятельной сборке высоковольтных устройств (для питания трансформатора Теслы, рентгеновских трубок и т. д.) Основное преимущество этого способа — масло заполняет все промежутки, даже сложной формы, и избавиться от пузырей воздуха значительно легче, чем при заливке парафином или эпоксидной смолой.

Прозрачность масла, его лучшая, по сравнению с воздухом теплопроводность, используется иногда при моддинге ПК — все компоненты компьютера — материнская плата, процессор, блок питания и т.д. кроме HDD и носителей информацией, устанавливаются в аквариуме и заливаются прозрачным маслом (гуглить картинки на «Моддинг в масле»).

Фанера, ДСП

Широко используемый материал, правда почти не применяемый в электронной технике. Представляет собой шпон дерева (фанера) или опилки (ДСП — древесно-стружечная плита) склеенные фенолформальдегидной смолой, и спрессованные в плиты. Фанера — более прочный материал, чем ДСП. Благодаря взаимо перпендикулярной ориентации направления волокон в слоях, фанера обладает равной прочностью во всех направлениях, что делает фанеру достаточно прочным материалом. Раньше из фанеры изготавливали корпуса приборов (старые ламповые телевизоры имели корпус из фанеры/ДСП). Но горючесть, набухание от влаги сыграли свою роль и данный материал более массово не используется. Фанера, МДФ (древесное волокно проклеенное карбамидформальдегидными смолами) до сих пор используются для изготовления корпусов аудио аппаратуры — колонок, усилителей, где важны акустические свойства материала, а также, вместе со шпоном ценных пород дерева, для украшения дорогостоящей техники.

Тем не менее фанера — удобный материал в прототипировании низковольтных устройств, и многие коммерчески успешные на рынке устройства когда-то были кучкой железок, собранных на фанерке. С появлением лазерных резаков фанеру стали широко использовать любители для изготовления корпусов устройств и несложных механических конструкций, так как достаточно просто сделать на компьютере чертеж, по которому резак вырежет все детали автоматически.

В продаже встречается фанера тополя, бука и березы разных сортов. Сорт фанеры обозначается двумя цифрами через дробь, например 2/4, что значит, что лист фанеры 2-го сорта с одной стороны и 4-го сорта с другой. Высшие сорта — гладкие и без сучков, пригодны для изготовления мебели, наклейки шпона. 3-й сорт может иметь крупные сучки, а 4-й — вообще дырки от выпавших сучков, что делает его пригодным разве что для заборов. Однако из большого листа плохой фанеры можно попытаться выбрать хороший кусок. Для лазерной резки и выпиливания лобзиком используют в основном тополь, мягкий и дающий очень гладкую поверхность при шлифовании. Более твердая и дорогая береза годится для прочных рам, толстых корпусов, мебели. Листы такой фанеры бывают до 40 мм толщиной и представляют собой по сути готовую столешницу для верстака, надо только скруглить кромки. Существует водоупорная фанера (обычно ламинирована в коричневый цвет и с одной стороны часто с рифлением, чтобы стоящие на ней предметы не скользили), гибкая фанера и фанера, покрытая прямо на заводе шпоном ценных пород дерева. Купить все это можно на специализированных фирмах, в обычных магазинах такое продают крайне редко.

В следующей части полностью синтетические органические диэлектрики (пластмассы).

Ссылки на части руководства:

1

: Проводники: Серебро, Медь, Алюминий.


2

: Проводники: Железо, Золото, Никель, Вольфрам, Ртуть.


3

: Проводники: Углерод, нихромы, термостабильные сплавы, припои, прозрачные проводники.


4

: Неорганические диэлектрики: Фарфор, стекло, слюда, керамики, асбест, элегаз и вода.


5

: Органические полусинтетические диэлектрики: Бумага, щелк, парафин, масло и дерево.


6

: Синтетические диэлектрики на базе фенолформальдегидных смол: карболит (бакелит), гетинакс, текстолит.


7

: Диэлектрики: Стеклотекстолит (FR-4), лакоткань, резина и эбонит.


8

: Пластики: полиэтилен, полипропилен и полистирол.


9

: Пластики: политетрафторэтилен, поливинилхлорид, полиэтилентерефталат и силиконы.


10

: Пластики: полиамиды, полиимиды, полиметилметакрилат и поликарбонат. История использования пластиков.


11

: Изоляционные ленты и трубки.


12

: Финальная

Электровоз ВЛ80C | Тяговый трансформатор ОДЦЭ-5000/25Б

Однофазный масляный трансформатор ОДЦЭ-5000/25Б (рис. 55) предназначен для преобразования напряжения контактной сети в напряжения цепей тяговых двигателей, включенных через полупроводниковые преобразователи, и собственных нужд электровоза.

Технические данные:

  • Мощность сетевой обмотки 4 485 кВ-А
  • Напряжение сетевой обмотки 25 000 В
  • Ток тяговой обмотки:
  • номинальный 1 750 А
  • часовой 1 840 А
  • Напряжения холостого хода:
  • тяговой обмотки на вводах al-01 (а2-02) 1 218 В
  • обмотки собственных нужд на вводах:
  • а5-х 232 В
  • а4-х 406 В
  • аЗ-х 638 В
  • Ток обмотки собственных нужд 550 А
  • То же при работе по схеме резервирования 1 000 А
  • Мощность обмотки собственных нужд 225 кВ-А
  • Общие электрические потери 83 кВт
  • К. п. д 98%
  • Расход воздуха на охлаждение 5,5 м3/с
  • Масса 8 000 кг
  • Габаритные размеры 2 000X2 600X2 760 мм
Рис. 55. Тяговый трансформатор ОДЦЭ-5000/25Б: 1 — электронасос: 2 — запорное устройство; 3 — расширитель; 4 — прижим; 5 — балка-камера; 6 — указатель уровня масла; 7- бобышка заземления; 8-опорный стакан; 9 — охладитель; 10 — активная часть; ‘1 — отводы; 12 — ярмовая балка; 13 — пробка для удаления воздуха; 14 — прокладка; 15 — винт для удаления воздуха; 16 — винт фиксирующий; 17 — колпачок; 15 -болт; 19-вентиль; 20 — балка опорная; 21-пруток; 22 — прокладка; 23- пробка для дыхания; 24 — пробка для доливки масла; 25 — шпилька упора; 25 — заглушка; 27 — ввод обмотки собственных нужд; 28 — ввод тяговой обмотки; 29- ввод сетевой обмотки; ЗА -фартук; 31 — карман для термобаллона термометра манометрического; 32 — кран для отбора пробы масла

Конструкция

Трансформатор состоит из следующих основных частей: активная часть, вводы обмоток, бак трансформатора, система охлаждения, контрольно-измерительные приборы.

Технические данные трансформатора и схема соединения обмоток (рис. 56) нанесены на табличку, прикрепленную к стойке на крышке бака. Все вводы в соответствии со схемой имеют маркировку, нанесенную на крышку бака.

В состав активной части 10 (см. рис. 55) входят обмотки, магнито-провод, отводы, а также узлы и детали изоляции.

Магнитопровод трансформатора двухстержневой, шихтованный из пластин электротехнической стали марки 3414 (ГОСТ 21427.1-75)

толщиной 0,35 мм без лакировки и отверстий. Стяжка стержней произведена бандажами из стеклоленты. Ярма прессуются балками из гнутого профиля с помощью болтов. Верхние и нижние ярмовые балки соединены вертикальными стяжными пластинами, имеющими зацепление с балками. Нижние ярмовые балки используются как камеры для направленной циркуляции масла.

Обмотки каждого стержня закреплены на трех изоляционных цилиндрах с помощью картонных прокладок и реек. Для компенсации усадки прокладок применен прижим 4, выполненный в виде наклонной штанги, один конец которой шарнирно укреплен в ярмовой балке, а другой связан с подвижным башмаком. В башмак упирается пружина, стремящаяся сместить его и привести штангу в вертикальное положение. Такая конструкция обеспечивает практически постоянное усилие осевой стяжки обмоток.

Рис. 56. Схема соединения обмоток трансформатора

Обмотки, расположенные на одном сердечнике, аналогичны обмоткам другого сердечника и отличаются только обозначением вводов и направлением намотки.

Ближе к сердечнику расположены нерегулируемые части тяговых спиральных обмоток (а1-х1 на одном сердечнике и а2-х2 на другом). В середине размещена сетевая непрерывная обмотка. На наружном цилиндре расположены двойные дисковые катушки регулируемой части тяговой обмотки, а также обмотка собственных нужд.

Контактами главного контроллера тяговые обмотки соединяются в две группы. Каждая группа через выпрямительную установку подключается к двум тяговым двигателям.

Обмотки трансформатора соединены между собой, а также с вводами, расположенными на крышке бака, с помощью отводов 1/. Они представляют собой промежуточные токоведущие элементы, изготовленные из медных шин или прутков и закрепленные к ярмовым балкам посредством изоляционных материалов.

Изоляция обмоток маслобарьерная, представляет собой масляные каналы в сочетании с узлами и деталями из электроизоляционных материалов.

На крышке бака установлены два ввода 29 сетевой обмотки, четырнадцать вводов 28 тяговых обмоток и четыре ввода 27 обмотки собственных нужд. Соединение вводов с отводами выполнено гибкими медными проводниками. Все вводы разборные и допускают замену изоляторов без подъема активной части.

Для защиты от механических повреждений активная (выемная) часть помещена в стальной восьмигранный бак с трансформаторным •:аслом ТКп (ГОСТ 982-68), которое обеспечивает необходимую изоляцию и охлаждение обмоток. Соединение бака с крышкой разъемное }%танцевое с уплотнением прокладкой 22 из масломорозостойкой резины. Стальные прутки 21 предохраняют резину от чрезмерного сжа-:ня и создают опорную поверхность для крышки.

В нижней части торцовых граней бака установлены две шпилькидля крепления активной части. Отверстия в баке в местах установки упоров закрыты съемными стальными заглушками 26.

Две балки-камеры 5 приварены к стенкам бака. Они являются воздуховодами системы охлаждения и, кроме того, совместно с опорными елками 20 используются как элементы конструкции рамной подвескибака, а также увеличивают жесткость продольных граней бака. В опорные балки вварены четыре стакана 8, являющиеся опорами трансформатора на электровозе. На опорной балке находится бобышка 7 для заземления трансформатора. Уплотнение фартука 30 с полом кузова выполнено с помощью резины.

В нижней части бака расположен вентиль 19 для заливки и слива масла, а также кран 32 для отбора пробы масла.

Охлаждение трансформатора принудительное масляно-воздушное с направленной циркуляцией масла. С помощью электронасоса 1 горячее масло прокачивается через охладитель 9, который состоит из шести секций, расположенных двумя группами на боковых гранях бака. Каждая секция состоит из комплекта медных труб, снабженных радиаторами и соединенных по концам с коллекторами’. Охладитель обдувается воздухом из системы вентиляции электровоза. Охлажденное масло прокачивается через короб в нижней части бака в нижние ярмо-вые балки 12 по двум патрубкам, уплотненным прокладками 14, а затем поступает в обмотки. Картонные шайбы перекрывают осевые каналы в нескольких местах по высоте обмотки и тем самым создают принудительную (от электронасоса) циркуляцию масла в радиальных каналах обмоток.

Электронасос состоит из одноступенчатого центробежного насоса и трехфазного асинхронного электродвигателя, размещенных в общем корпусе. Полость электродвигателя заполнена трансформаторным маслом, смазывающим шарикоподшипники и охлаждающим электродвигатель. Циркуляция масла в полости электродвигателя создается параллельно основному потоку масла. В верхней части корпуса насоса расположено запорное устройство 2 для подключения манометра, а также выхода воздуха при заполнении насоса маслом.

На крышке бака размещен расширитель 3, предназначенный для компенсации температурных колебаний уровня масла в баке, а также для уменьшения поверхности соприкосновения масла с воздухом. На расширителе имеется указатель уровня масла 6, пробка для доливки масла 24 и пробка 23 для сообщения с атмосферой.

Контрольно-измерительные приборы трансформатора служат для индикации температуры масла (термометр) и определения направления вращения вала электронасоса (манометр) по избыточному давлению, создаваемому насосом.

Термометр манометрический сигнализирующий состоит из термобаллона, размещенного в кармане 31 крышки бака, измерительного прибора (расположенного на расширителе) и соединительной трубки. Принцип действия термометра основан на зависимости между температурой и давлением насыщенных паров заполнителя (хлорметил), заключенного в герметически замкнутой системе. Изменение давления в системе в зависимости от температуры влияет на положение манометрической пружины и стрелки измерительного прибора. На шкалу прибора нанесены деления в градусах Цельсия. ПринпиН действия и конструкция манометра общеизвестны и не нуждаются в описании.

Трансформатор совместно с установленным на нем дополнительным электрооборудованием (переходной реактор, групповой переклю чаТель и др.) является блоком электровоза. Установка дополнительного оборудования производится на элементы конструкции трансформатора с помощью резьбовых соединений, а также скоб и бобышек, входящих в комплект поставки-трансформатора.

Блок трансформатора устанавливается в высоковольтной камере (ВВК) на резиновые амортизаторы ТН234 между тележками электровоза и имеет некоторую свободу перемещения относительно кузова. Из-за разности частот колебаний соединяемых деталей все подсоединения к трансформатору выполнены с помощью гибких элементов: вводы соединены с шинным монтажом гибкими шунтами, а балки-камеры с воздуховодами — брезентовыми патрубками.

При работе трансформатора на электровозе должны соблюдаться следующие требования: температура трансформаторного масла не должна превышать 85 ° С длительно и 95° С кратковременно в течение 2 ч. При превышении температуры масла сверх допустимой необходимо принять меры для снижения нагрузки и выяснения причины возможной неисправности. Не допускается включение нагрузки при неработающем электронасосе, если температура масла выше 30 °С.

При резком повышении температуры масла сверх допустимой должен быть отключен трансформатор для выяснения и устранения причин неисправности. Не допускается включение трансформатора после вторичного срабатывания защиты, если не устранена неисправность.

Не допускается включение нагрузки на трансформатор при отсутствии вентиляции. Допускается работа трансформатора без принудительной вентиляции при работающем электронасосе и при нагруженной обмотке собственных нужд. После длительного отстоя электровоза в зимнее время при отрицательных температурах масла включение трансформатора на нагрузку должно производиться при отключенном электронасосе, который нужно включить при температуре масла 30°С.

⇐ | Электродвигатель ДВ-75УЗ | | Электровоз ВЛ80с | | Сглаживающий реактор РС-53 | ⇒

Приемо-сдаточные испытания силового трансформатора ТМГ11-1600

Здравствуйте, уважаемые читатели и гости сайта «Заметки электрика».

На прошлой неделе мы проводили приемо-сдаточные испытания силовых масляных трансформаторов ТМГ11-1600/10-У1 на комплектной трансформаторной подстанции наружной установки (КТПН) напряжением 10/0,4 (кВ).

Представленный в статье объем приемо-сдаточных испытаний применим для всех силовых масляных (маслонаполненных) трансформаторов мощностью от 630 (кВА) до 1600 (кВА).

Для масляных трансформаторов мощностью до 630 (кВА) и более 1600 (кВА), а также для сухих трансформаторов перечень испытаний будет несколько отличаться, но об этом я расскажу Вам в следующих своих статьях с соответствующими примерами.

Напомню, что абсолютно все электрооборудование (электродвигатели, трансформаторы, выключатели, кабели и т.д.) вновь вводимое в эксплуатацию подвергается приемо-сдаточным испытаниям с целью контроля технического состояния.

Объем и нормы испытаний силовых трансформаторов указаны в ПУЭ (Глава 1.8) и РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (п. 6). Не лишним будет заглянуть и в паспорт или руководство по эксплуатации от заводов-изготовителей, особенно, это касается иностранного или нестандартного электрооборудования. В процессе эксплуатации необходимо руководствоваться ПТЭЭП (Приложение 3, п.2), но об эксплуатационных испытаниях трансформаторов я расскажу Вам в следующий раз.

Для начала несколько слов об объекте.

Внешний вид двухтрансформаторной комплектной трансформаторной подстанции (КТПН) напряжением 10/0,4 (кВ).

В КТПН установлены два трансформатора типа ТМГ11 мощностью 1600 (кВА).

Расшифровка ТМГ11-1600/10-У1:

  • Т — трансформатор
  • М — масляный
  • Г — герметичный
  • 11 — серия и модификация
  • 1600 — мощность, кВА
  • 10 — номинальное напряжение, кВ
  • У1 — климатическое размещение и исполнение от -45°С до +40°С

В герметичных трансформаторах масло не сообщается с окружающим воздухом, в отличие от трансформаторов с расширителями. Герметичные трансформаторы до самой крышки заполнены маслом. За счет изменения объема гофрированных стенок бака, они выдерживают температурное расширение объема масла.

Основные технические данные трансформатора ТМГ11-1600/10-У1 (фото бирки).

Схема электроснабжения КТПН.

Как видите, помимо двух независимых взаимно резервирующих вводов, имеется еще и третий источник питания — это дизель-генераторная установка. Ее мощность я не посмотрел, но выглядит она очень солидно, правда работает так, что уши закладывает — без берушей не обойтись.

Потребителей этой КТПН, согласно ПУЭ, можно с легкостью отнести к особой группе первой категории.

 

Испытание трансформатора ТМГ11-1600

Итак, начнем по-порядку.

Я буду руководствоваться следующими НТД:

  • ПУЭ, Глава 1.8, п. 1.8.16 «Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)»
  • РД 34. 45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (п.6).
  • инструкция завода-изготовителя

1. Осмотр трансформатора

При осмотре нужно уделить внимание на целостность бака и радиаторов трансформатора, состояние проходных изоляторов ВН и НН (отсутствие на них сколов и трещин), уровень масла в баке и отсутствие его течи, наличие и целостность пломб на крышке, заливочном патрубке, маслоуказателе и пробке для слива масла.

Поплавок красного цвета в маслоуказателе должен быть не ниже отметки «А» — это символизирует о том, что уровень масла в норме.

Обязательно убедитесь, что корпус трансформатора заземлен.

В моем примере корпус трансформатора заземлен на контур заземляющего устройства (ЗУ) подстанции.

Однажды, при испытаниях подобного трансформатора ТМГ11, только чуть меньшей мощности, я обнаружил, что заземление его корпуса имелось, а вот заземление нейтрали монтажники сделать забыли. Была бы сейчас у потребителя не глухозаземленная нейтраль TN, а изолированная — IT.

2. Определение условий включения трансформаторов без сушки

Условия включения трансформаторов без сушки указаны в инструкции завода-изготовителя. В инструкции сказано, что вновь вводимый в работу трансформатор ТМГ11 может быть включен без сушки при соответствии сопротивления изоляции обмоток ВН и НН.

Таким образом, получается, что  трансформатор допускается включать без сушки, если сопротивление изоляции обмоток ВН и НН за время 1 минуту (R60) будет соответствовать нормам действующих нормативно-технических документов (их список я указал чуть выше по тексту).

3. Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора

Все испытания должны быть проведены в нормальных условиях окружающего воздуха.

Для замера сопротивления изоляции обмоток необходим мегаомметр с напряжением 2500 (В). В парке приборов нашей электролаборатории имеются следующие типы мегаомметров:

  • М4100/5 напряжением 2500 (В)
  • ЭСО202/2 напряжением от 500-2500 (В)
  • Ф4102/1-1М напряжением от 500-2500 (В)
  • MIC-2500 напряжением от 50-2500 (В)

Из них я лично предпочитаю М4100/5 в карболитовом «чемоданчике» и MIC-2500 от Sonel.

Единственным минусом MIC-2500 является то, что на дальних подстанциях при больших количествах замеров у него совсем не вовремя может разрядиться аккумулятор, в остальном — только плюсы. Например, MIC-2500 может автоматически разряжать линию после замера, что очень удобно в плане электробезопасности. Поэтому на дальние подстанции для испытаний я всегда с собой беру сразу оба мегаомметра.

Производить замер сопротивления изоляции необходимо при температуре обмоток трансформатора не ниже 10°С. Если температура ниже 10°С, то трансформатор следует нагреть в теплом помещении, электропечью или индукционным методом. Температуру обмоток можно определять по температуре верхних слоев масла, т.е. можно ориентироваться по жидкостному термометру.

В моем случае температура обмоток составляет около 30°С.

Минимальные значения сопротивления изоляции, в зависимости от температуры обмоток приведены в таблице. Она подходит для всех масляных трансформаторов напряжением до 35 (кВ) включительно мощностью до 10 (МВА):

Испытуемый трансформатор ТМГ11 является двухобмоточным, поэтому замер сопротивления изоляции будем проводить по следующей схеме:

  • ВН — земля
  • НН — земля
  • ВН — НН

При проведении измерения все не испытуемые обмотки и бак трансформатора нужно заземлять.

Согласно вышеприведенной таблицы, при температуре 30°С сопротивление изоляции обмоток должно быть не менее 200 (МОм). Вот, что у меня получилось:

Как видите, сопротивление изоляции у обмоток ВН и НН трансформатора находится в норме (см. графу R60), причем даже с очень большим запасом.

Помимо сопротивления изоляции обмоток трансформатора (R60), я решил измерить его коэффициент абсорбции (R60/R15). По показаниям коэффициента абсорбции можно сделать выводы об увлажненности обмоток трансформатора и необходимости его сушки.

Коэффициент абсорбции вычисляется следующим образом. Сначала измеряется величина сопротивления изоляции обмотки за время 15 секунд (R15), затем измеряется сопротивление изоляции этой же обмотки, только за время 60 секунд (R60). После этого значение (R60) делится на значение (R15). Это не обязательный замер для нашего случая, но им я никогда не пренебрегаю, тем более с помощью MIC-2500 делается это быстро и полностью автоматически.

Коэффициенты абсорбции (R60/R15) обмоток ВН и НН испытываемого трансформатора ТМГ11 находятся в пределах нормы. Напомню, что минимальный уровень этого коэффициента для трансформаторов должен быть не ниже 1,3.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Для проведения этого измерения в нашей ЭТЛ имеется прибор-микроомметр MMR-600 от Sonel, правда пару лет назад мне его пришлось перепрошить для проведения замеров сопротивления обмоток с гораздо большей индуктивностью, нежели это было изначально заложено в приборе.

Внешний вид MMR-600.

До этого очень долгое время мы пользовались миллиомметром ИТА-2, но на последней поверке его забраковали по нескольким пределам измерений, поэтому сейчас мы его практически не применяем.

Кстати, при замере сопротивления с помощью ИТА-2 процесс измерения шел очень долго по сравнению с ММR-600. Из-за большой индуктивности обмоток трансформатора ИТА-2 долгое время устанавливал значение — приходилось ждать по несколько десятков минут, да к тому же и показания у него несколько «плавали».

Замер сопротивления обмоток постоянному току необходимо проводить при установившейся температуре трансформатора на всех ответвлениях обмоток.

На крышке трансформатора расположен переключатель ответвлений обмоток типа ПТРЛ-10/125-6-96У1. Данное обозначение расшифровывается, как П — переключатель, Т — трехфазный, Р- тип переключателя (реечный), Л — лимбовый привод, 10 — класс напряжения.

Регулирование напряжения происходит в ручную по высокой стороне (ВН) в пределах от -5% до +5% от номинального напряжения 10 (кВ) без возбуждения (ПБВ), т.е. при обязательном отключении трансформатора от сети, причем как по высокой стороне, так и по низкой.

Всего имеется 5 ступеней переключения:

  • I (+5%)
  • II (+2,5%)
  • III 10000 (В)
  • IV (-2,5%)
  • V (-5%)

Вот схема соединения ответвлений обмоток (схема «звезда» без нуля):

На схеме изображено первое положение I (+5%). При переключении на второе и последующие положения сопротивление обмоток будет уменьшаться.

Фиксация положения переключателя осуществляется специальным фиксирующим устройством, расположенным в приводе внутри бака трансформатора, и винтом с контргайкой, расположенными в рукоятке привода.

Чтобы переключить ступень, на рукоятке необходимо отвернуть контргайку винта и вывернуть его вверх. Затем нужно повернуть рукоятку переключателя до требуемого положения, ориентируясь по стрелке указателя, завернуть винт до упора и убедиться, что он зашел в отверстие указателя, после чего завернуть контргайку.

Рекомендую: в отдельной статье познакомиться с устройством и принципом работы реечного переключателя ПТРЛ.

За отсчет температуры можно аналогично, как и при замере сопротивления изоляции, принимать температуру в верхних слоях масла по жидкостному термометру.

Полученное значение сопротивления не должно отличаться более, чем на 2% от полученных значений сопротивлений соседних фаз на одном ответвлении обмоток. Также полученные значения можно сравнить с заводскими (паспортными) величинами, но порой в паспорте эти данные отсутствуют.

Вот, что у меня получилось.

Обмотка ВН:

В первом положении максимальная разница между сопротивлениями получилась 0,42%, во втором — 0,64%, в третьем — 0%, в четвертом — 1,39%, в пятом — 1,71% . Как видите, полученные показания соответствуют норме 2%.

Обмотка НН:

Разницы сопротивлений по низкой стороне (НН), как видите, нет.

5. Испытание трансформаторного масла

Согласно заводской инструкции, у трансформатора ТМГ11 запрещено нарушать его герметичность путем открывания сливных пробок на баке, кранов, патрубков на крышке, снятия изоляторов и маслоуказателя (не зря же на них установлены пломбы). Вообщем запрещено совершать любые действия, которые могут нарушить его уплотнения, т.е. нарушить герметичность бака.

В связи с этим отбор пробы трансформаторного масла на испытание у герметичных трансформаторов проводить запрещено.

6. Испытания повышенным напряжением

Согласно ПУЭ, проводить испытание повышенным напряжением обмоток по отношению к корпусу и другим его обмоткам у маслонаполненных трансформаторов не обязательно, т.е. для нашего ТМГ11 мощностью 1600 (кВА) это испытание является не обязательным. Это же подтверждается инструкцией завода-изготовителя, где сказано, что проводить испытания повышенным напряжением без согласования с производителем запрещено.

На этом приемо-сдаточные испытания силового трансформатора ТМГ-11 можно считать завершенными. Если хоть один измеренный параметр не будет входить в норму, то такой трансформатор запрещено вводить в эксплуатацию.

После проведения испытаний трансформатора оформляется протокол, установленной и утвержденной формы. Напомню, что испытывать силовой трансформатор теоретически могут все, а вот право выдачи протоколов имеет только электролаборатория (читайте статью о необходимости регистрации ЭТЛ).

7. Включение трансформатора в сеть

После всех проведенных испытаний, трансформатор необходимо включить в сеть толчком на номинальное напряжение 10 (кВ) на время не менее 30 минут. Согласно ПТЭЭП (п.1.3.7) опробование считается проведенным, если трансформатор проработал непрерывно и без замечаний в течение 72 часов. Поэтому в течение 72 часов слушаем и наблюдаем за работой трансформатора.

Затем необходимо проверить фазировку. Сейчас на фазировке я подробно останавливаться не буду — это тема отдельной статьи со своими нюансами. Скажу вкратце, что при фазировке должно иметь место совпадения по фазам между двумя источниками питания. Для фазировки до 500 (В) я использую двухполюсные указатели напряжения, например, ПИН-90М, или специальные вольтметры с соединительными проводами.

Для фазировки со стороны 10 (кВ) мы применяем вот такой высоковольтный указатель УВН-10 с дополнительной трубкой для фазировки (ТФ).

После фазировки, при необходимости, можно проверить и чередование фаз. Для этого у меня есть два прибора:

Периодичность испытания силовых трансформаторов определяет технический руководитель организации или предприятия в зависимости от состояния и результатов диагностического контроля (ПТЭЭП, п. 2.1.36).

Если трансформатор во время работы отключился от газовой защиты или любой другой защиты от внутренних повреждений, например, от дифзащиты, то вводить его в работу допускается только после осмотра, проведения ряда эксплуатационных испытаний, в том числе и испытание масла, и устранения выявленных неисправностей и повреждений.

P.S. На этом все. Статья получилась достаточной объемной и даже немного больше, чем наша методика испытания силовых трансформаторов. Спасибо за внимание. Будут вопросы — спрашивайте.

Если статья была Вам полезна, то поделитесь ей со своими друзьями:


Трансформаторное масло: испытания, типы и свойства

Что такое трансформаторное масло?

Трансформаторное масло (также известное как изоляционное масло) — это особый тип масла, обладающий превосходными электроизоляционными свойствами и стабильный при высоких температурах. Трансформаторное масло используется в маслонаполненных силовых трансформаторах для изоляции, предотвращения образования дуги и коронного разряда, а также для отвода тепла трансформатора (т. е. в качестве хладагента).

Трансформаторное масло также используется для защиты сердечника и обмоток трансформатора, так как они полностью погружены в масло.Еще одним важным свойством изоляционного масла является его способность предотвращать окисление бумажной изоляции из целлюлозы. Трансформаторное масло действует как барьер между атмосферным кислородом и целлюлозой, избегая прямого контакта и, следовательно, сводя к минимуму окисление. Уровень трансформаторного масла обычно измеряется с помощью MOG (магнитного указателя уровня масла).

Типы трансформаторного масла

Существует два основных типа трансформаторного масла , используемого в трансформаторах:

  1. Трансформаторное масло на основе парафина
  2. Трансформаторное масло на основе нафты

Нафта легче окисляется, чем парафиновое масло.Но продукт окисления – т.е. шлам – в нафте растворяется лучше, чем шлам из парафинового масла. Таким образом, шлам нефти на основе лигроина не осаждается в нижней части трансформатора. Следовательно, он не препятствует конвекционной циркуляции масла, то есть не нарушает работу системы охлаждения трансформатора.

Хотя парафиновая нефть имеет более низкую скорость окисления, чем нафта, продукт окисления (шлам) нерастворим и осаждается на дне резервуара. Этот шлам действует как препятствие для системы охлаждения трансформатора.

Другая проблема с маслом на основе парафина заключается в том, что растворенные в нем парафины могут привести к высокой температуре застывания. Хотя это не проблема в более теплых климатических условиях (например, в Индии).

Несмотря на упомянутые выше недостатки, масло на основе парафина по-прежнему широко используется во многих странах (например, в Индии) из-за его высокой доступности.

Свойства трансформаторного масла

Для определения пригодности масла к эксплуатации следует учитывать некоторые специфические свойства изоляционного масла.

Свойства (или параметры) трансформаторного масла:

  1. Электрические свойства: Электрическая прочность, удельное сопротивление, коэффициент диэлектрических потерь.
  2. Химические свойства: Содержание воды, кислотность, содержание шлама.
  3. Физические свойства: межфазное натяжение, вязкость, температура вспышки, температура застывания.

Электрические свойства трансформаторного масла

Диэлектрическая прочность трансформаторного масла

Диэлектрическая прочность трансформаторного масла также известна как напряжение пробоя (BDV) трансформаторного масла.Напряжение пробоя измеряют, наблюдая, при каком напряжении искрят нити между двумя погруженными в масло электродами, разделенными определенным зазором. Низкое значение BDV свидетельствует о наличии в масле влагосодержания и проводящих веществ.

Для измерения BDV трансформаторного масла переносной комплект для измерения BDV обычно имеется на месте. В этом комплекте масло хранится в кастрюле, в которой закреплена одна пара электродов с зазором между ними 2,5 мм (в некоторых комплектах 4 мм).Теперь между электродами подается медленно возрастающее напряжение. Скорость нарастания напряжения контролируют на уровне 2 кВ/с и наблюдают за напряжением, при котором между электродами начинается искрообразование. Это означает, при каком напряжении диэлектрическая прочность трансформаторного масла между электродами нарушилась.

Это измерение проводится от 3 до 6 раз в одной и той же пробе масла, и мы берем среднее значение этих показаний. BDV — важный и популярный тест трансформаторного масла, так как он является основным индикатором исправности масла и может быть легко проведен на месте.

Сухое и чистое масло дает результаты БДВ, лучшие, чем масло с содержанием влаги и другими токопроводящими примесями. Минимальное напряжение пробоя трансформаторного масла или электрическая прочность трансформаторного масла , при котором это масло можно безопасно использовать в трансформаторе, принимается равным 30 кВ.

Удельное сопротивление трансформаторного масла

Это еще одно важное свойство трансформаторного масла. Удельное сопротивление масла — это мера сопротивления постоянному току между двумя противоположными сторонами блока масла размером 3 см в 1 см.Его единицей является ом-см при определенной температуре. С повышением температуры удельное сопротивление масла быстро уменьшается.

Сразу после зарядки трансформатора после длительного простоя температура масла будет равна температуре окружающей среды, а при полной нагрузке температура будет очень высокой и может достигать 90 o C в условиях перегрузки. Таким образом, удельное сопротивление изоляционного масла должно быть высоким при комнатной температуре, а также иметь хорошее значение при высокой температуре.
Поэтому удельное сопротивление или удельное сопротивление трансформаторного масла следует измерять при 27 o C, а также при 90 o C.

Минимальное нормативное удельное сопротивление трансформаторного масла при 90 o С составляет 35 × 10 12 Ом–см, а при 27 o Ом–см – 1500 × 10 12 Ом–см.

Коэффициент диэлектрических потерь тангенса дельты трансформаторного масла

Коэффициент диэлектрических потерь также известен как коэффициент потерь или тангенс дельта трансформаторного масла . Когда изоляционные материалы помещаются между токоведущей частью и заземленной частью электрооборудования, возникает ток утечки.Поскольку изоляционный материал по своей природе является диэлектриком, ток через изоляцию в идеале опережает напряжение на 90 o . Здесь напряжение означает мгновенное напряжение между токоведущей частью и землей оборудования. Но на самом деле никакие изоляционные материалы не являются идеальными диэлектриками по своей природе.

Следовательно, ток через изолятор будет опережать напряжение с углом немного меньшим, чем 90 o . Тангенс угла, на который он меньше 90 o , называется коэффициентом диэлектрических потерь или просто тангенс дельта трансформаторного масла .Проще говоря, ток утечки через изоляцию имеет две составляющие: одну емкостную или реактивную, а другую резистивную или активную. Опять же, из приведенной выше диаграммы видно значение ‘δ’, которое также известно как угол потерь.

Если угол потерь мал, то резистивная составляющая тока I R мала, что свидетельствует о высоких резистивных свойствах изоляционного материала. Изоляция с высоким сопротивлением является хорошим изолятором. Следовательно, желательно, чтобы угол потерь был как можно меньше.Поэтому мы должны стараться, чтобы значение tanδ было как можно меньше. Высокое значение этого тангенса δ указывает на наличие загрязнителей в трансформаторном масле.

Следовательно, существует четкая зависимость между tanδ и удельным сопротивлением изоляционного масла. Если удельное сопротивление изоляционного масла уменьшается, значение тангенса дельта увеличивается, и наоборот. Таким образом, как испытание удельного сопротивления, так и испытание тангенса дельта трансформаторного масла , как правило, не требуются для одного и того же куска изолятора или изоляционного масла.

Одним предложением можно сказать, что tanδ является мерой несовершенства диэлектрической природы изоляционных материалов, таких как масло.

Химические свойства трансформаторного масла

Содержание воды в трансформаторном масле

Содержание влаги или воды в трансформаторном масле крайне нежелательно, так как это отрицательно влияет на диэлектрические свойства масла. Содержание воды в масле также влияет на бумажную изоляцию сердечника и обмотки трансформатора. Бумага очень гигроскопична.Бумага поглощает максимальное количество воды из масла, что ухудшает изоляционные свойства бумаги, а также сокращает срок ее службы. Но в нагруженном трансформаторе масло становится более горячим, следовательно, растворимость воды в масле увеличивается.

В результате бумага выделяет воду и увеличивает содержание воды в трансформаторном масле . Таким образом, температура масла во время отбора пробы для испытаний имеет решающее значение. При окислении в масле образуются кислоты, которые повышают растворимость воды в масле.Кислота в сочетании с водой дополнительно разлагает масло с образованием большего количества кислоты и воды. При этом скорость деградации масла увеличивается. Мы измеряем содержание воды в масле как ppm (частей на миллион единиц).

Содержание воды в масле допускается до 50 ppm согласно рекомендациям IS-335(1993). Для точного измерения содержания воды при таких низких уровнях требуется очень сложный прибор, такой как кулонометрический титратор Карла Фишера.

Кислотность трансформаторного масла

Кислое трансформаторное масло является вредным свойством.Если масло становится кислым, содержание воды в масле становится более растворимым в масле. Кислотность масла ухудшает изоляционные свойства бумажной изоляции обмотки. Кислотность ускоряет процесс окисления в масле. Кислота также включает ржавление железа в присутствии влаги.

Испытание трансформаторного масла на кислотность можно использовать для измерения кислотных компонентов загрязняющих веществ. Мы выражаем кислотность масла в мг КОН, необходимого для нейтрализации кислоты, содержащейся в грамме масла.Это также известно как число нейтрализации.

Физические свойства трансформаторного масла

Межфазное натяжение трансформаторного масла

Межфазное натяжение между поверхностью раздела воды и масла является способом измерения молекулярной силы притяжения между водой и маслом. в дин/см или миллиньютон/метр. Межфазное натяжение как раз полезно для определения наличия полярных загрязнений и продуктов распада нефти. Хорошее новое масло обычно имеет высокое межфазное натяжение. Примеси окисления масла снижают IFT.

Температура вспышки трансформаторного масла

Температура вспышки трансформаторного масла – это температура, при которой масло выделяет достаточное количество паров для образования горючей смеси с воздухом. Эта смесь дает мгновенную вспышку при приложении пламени в стандартных условиях. Точка воспламенения важна, потому что она определяет вероятность возникновения пожара в трансформаторе. Поэтому желательно иметь очень высокую температуру воспламенения трансформаторного масла . В целом это более 140 o (>10 o ).

Температура застывания трансформаторного масла

Это минимальная температура, при которой масло начинает течь при стандартных условиях испытаний. Температура застывания трансформаторного масла является ценным свойством в основном в местах с ледяным климатом. Если температура масла падает ниже точки застывания, трансформаторное масло прекращает конвекцию и препятствует охлаждению трансформатора. Нефть на основе парафина имеет более высокую температуру застывания по сравнению с нефтью на основе нафты, но в такой стране, как Индия, это не влияет на использование парафиновой нефти из-за ее теплых климатических условий.Температура застывания трансформаторного масла в основном зависит от содержания парафинов в масле. Поскольку масло на основе парафина имеет большее содержание парафина, оно имеет более высокую температуру застывания.

Вязкость трансформаторного масла

В двух словах, вязкость трансформаторного масла можно сказать, что вязкость — это сопротивление потоку в нормальных условиях. Под сопротивлением течению трансформаторного масла понимается препятствие конвекционной циркуляции масла внутри трансформатора. Хорошее масло должно иметь низкую вязкость, чтобы оказывать меньшее сопротивление обычному потоку масла, не влияя на охлаждение трансформатора.Низкая вязкость трансформаторного масла необходима, но не менее важно, чтобы вязкость масла как можно меньше увеличивалась при понижении температуры. Любая жидкость становится более вязкой при понижении температуры.

Тестирование трансформаторного масла

Трансформаторное масло необходимо тестировать, чтобы убедиться, что оно соответствует сегодняшним стандартам. Стандарты и процедуры тестирования определяются различными международными стандартами, и большинство из них установлены ASTM.

Испытания масла состоят из измерения напряжения пробоя и других химических и физических свойств масла либо с помощью портативного испытательного оборудования, либо в лаборатории. Благодаря надлежащему тестированию срок службы трансформатора увеличивается, что снижает необходимость платить за замену.

Какие факторы проверяются

Вот наиболее распространенные факторы, на которые следует обращать внимание при проведении испытаний трансформаторного масла: )

  • Напряжение пробоя диэлектрика (ASTM D877)
  • Коэффициент мощности жидкости (ASTM D924-08)
  • Межфазное натяжение (ASTM D971)
  • Удельное сопротивление (ASTM D1169)
  • Коррозионная сера (ASTM D1018) 7 Визуальный осмотр 90 ASTM D1524)
  • Примечание: ASTM расшифровывается как Американское общество испытаний и материалов.

    Эти тесты помогут определить, являются ли масла чистыми, и создадут базовый уровень свойств, которые необходимо периодически проверять. Хотя существует большое количество доступных тестов, они дороги. Поэтому лучше всего использовать их в качестве диагностики, если проблема возникает во время первичного тестирования.

    Рекомендуемая частота зависит от мощности и напряжения. Если результаты теста показывают некоторые красные флажки, частоту придется увеличить. Даже если стоимость тестирования высока, ее следует сравнивать со стоимостью замены трансформатора и временем простоя, связанным с его потерей.

    Важно понимать разницу между чрезмерным и нормальным уровнем газообразования. Количество растворенного газа в трансформаторном масле можно определить с помощью анализа растворенного газа (DGA). Скорость выделения газа зависит от нагрузки, материала изоляции и конструкции трансформатора.

    Общие проблемы при тестировании

    Таблица ниже показывает наиболее распространенные проблемы, которые могут возникнуть при тестировании трансформаторного масла:

    неисправность ключевой газ результаты
    Корона Водород Низкоэнергетические разряды создают метан и водород и меньшие количества этилена и этана.
    Дуговой разряд Ацетилен Может производиться большое количество водорода или ацетилена или небольшое количество этилена и метана.
    Перегретая целлюлоза Монооксид углерода , если целлюлоза перегревается, то она будет производить монооксид углерода
    Перегретый масло Метан и этилен Перегревательное масло будет производить метан и этилен (300 градусов F) или метан и водород (1112 градусов по Фаренгейту).Следы ацетилена могут образоваться, если устройство имеет электрические контакты или если проблема серьезная.

    Почему важны испытания трансформаторного масла

    Испытания трансформаторного масла важны для:

    • Определить основные электрические свойства трансформаторного масла
    • Определить, подходит ли определенное масло для будущего использования или требуется фильтрация
    • Снижение затрат на масло и увеличение срока службы компонентов
    • Предотвращение несвоевременных отказов и повышение безопасности

    Имейте в виду, трансформаторные масла могут служить до 30 лет. Таким образом, проведение надлежащих процедур тестирования сейчас сэкономит вам тысячи долларов в долгосрочной перспективе.

    Трансформаторный анализ рынка нефти — 2030

    Глава 1: Введение

    1.1.Report Описание

    1.1.Report Описание
    1.2.ky Key Segments Market
    1.3.Key Преимущества для заинтересованных сторон
    1.4.Research Методология

    1.4.1. 1.4.2.Вторичное исследование
    1.4.3.Аналитические инструменты и модели

    ГЛАВА 2: РЕЗЮМЕ

    2.1.Ключевые результаты
    2.2.Перспектива CXO

    ГЛАВА 3: ОБЗОР РЫНКА

    3.1.Определение и объем рынка
    3.2.Ключевые выводы

    3.2.1.Лучшие инвестиционные карманы

    3.05 Формирование рыночных сил9 Динамика рынка

    3.4.1.Движущие факторы

    3.4.1.1.Рост энергопотребления
    3.4.1.2.Увеличение инвестиций в электроэнергетику
    3.4.1.3.Расширение электрических сетей в развивающихся странах
    3.4.1.4. Рост производства трансформаторов

    3.4.2.Ограничение

    3.4.2.1.Увеличение спроса на безмасляные трансформаторы
    3.4.2.2.Нестабильные цены на сырье

    3.4.3.Возможности

    3.4.3.1.Расширение использования трансформаторного масла на биологической основе
    2.4.3. Некоррозионное трансформаторное масло

    3.5. Анализ цепочки создания стоимости
    3.6. Влияние ключевых нормативных актов на мировой рынок трансформаторного масла
    3.7. Влияние вспышки коронавируса (COVID-19) на рынок

    ГЛАВА 4: ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В МИРЕ, ПО ТИПАМ

    4.1.Обзор

    4.1.1.Размер рынка и прогноз по типам

    4.2.Нафтеновое масло

    4.2.1.Ключевые тенденции рынка, факторы роста и возможности
    4.2.2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 гг.

    4.3. Парафиновое масло

    4.3.1. Основные рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    4.3.2. Объем рынка и прогноз, 2020-2030 гг.

    4.4. Масло на силиконовой основе

    4. 4.1. тенденции, факторы роста и возможности
    4.4.2. Размер рынка и прогноз, 2020-2030 гг. 

    4.5. Масло на биологической основе

    4.5.1. Основные рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    4.5.2. Размер рынка и прогноз, 2020-2030 гг.

    Изолятор

    5.2.1. Основные тенденции рынка, факторы роста и возможности
    5.2.2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 г.

    5.4.1.Ключевые рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    5.4.2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 гг.

    5.5.Химический стабилизатор

    5.5.1.Ключевые рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    5.5 .2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 

    ГЛАВА 6: ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В МИРЕ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ

    6.1.Обзор

    6.1.1.Размер рынка и прогноз по приложениям

    6.2.Жилой сектор

    6.2.1.Ключевые тенденции рынка, факторы роста и возможности
    6.2.2.Объем рынка и прогноз, 2020-2030 

    6.3.Коммерческий

    6.3.1.Основные рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    6. 3.2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 

    6.4.Промышленный

    6.4.1.Основные рыночные тенденции, факторы роста, и возможности
    6.4.2. Размер рынка и прогноз, 2020-2030 

    ГЛАВА 7: МИРОВОЙ РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ПО КОНЕЧНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ

    7.1.Обзор

    7.1.1.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    7.2.Малый трансформатор

    7.2.1.Ключевые тенденции рынка, факторы роста и возможности
    7.2.2.Размер рынка и прогноз, 2020 г. -2030 

    7.3.Большие трансформаторы

    7.3.1.Основные рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    7.3.2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 

    тенденции, факторы роста и возможности
    7.4.2.Объем рынка и прогноз, 2020–2030 гг. 

    7.5.Распределительные трансформаторы

    7.5.1.Основные тенденции рынка, факторы роста и возможности
    7.5.2.Размер рынка и прогноз, 2020–2030 гг. 

    7.6.1.Ключевые рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    7. 6.2.Размер рынка и прогноз, 2020-2030 гг.

    7.7.Другие

    7.7.1.Ключевые рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    7.7.2 .Размер рынка и прогноз, 2020-2030 

    ГЛАВА 8: МИРОВОЙ РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ, ПО РЕГИОНАМ

    8.1.Обзор

    8.1.1.Размер рынка и прогноз по регионам

    8.2.Северная Америка

    8.2.1.Ключевые тенденции рынка, факторы роста и возможности
    8.2.2.Размер рынка и прогноз по типу
    8.2.3.Размер рынка и прогноз по функциям
    8.2.4.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.2.5.Размер рынка и прогноз по конечному использованию
    8.2.6.Размер рынка и прогноз по странам

    8.2.6.1.США

    8.2.6.1.1. Размер рынка и прогноз по типу
    8.2.6.1.2. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.2.6.1.3. Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.2.6.1.4. Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.2.6.2. Канада

    8.2.6.2.1. Размер рынка и прогноз по типу
    8.2.6.2. 2. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.2.6.2.3. Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.2.6.2.4. Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.2.6.3.Мексика

    8.2.6.3.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.2.6.3.2.Размер рынка и прогноз по функциям
    8.2.6.3.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.2.6.3.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.3.Европа

    8.3.1. Основные рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    8.3.2. Размер рынка и прогноз по типу
    8.3.3. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.3.4. Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.3.5. Размер рынка и прогноз по конечному использованию
    8.3.6. Размер рынка и прогноз по странам

    8.3.6.1.Франция

    8.3.6.1.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.3.6.1.2.Размер рынка и прогноз по функции
    8.3.6.1.3.Размер рынка и прогноз по приложению
    8.3 .6.1.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8. 3.6.2.Германия

    8.3.6.2.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.3.6.2.2.Размер рынка и прогноз по функциям
    8.3.6.2.3. Объем рынка и прогноз по заявкам
    8.3.6.2.4. Объем рынка и прогноз по конечному использованию

    8.3.6.3.Италия

    8.3.6.3.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.3.6.3.2.Размер рынка и прогноз по функциям
    8.3.6.3.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.3.6.3 .4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.3.6.4.Испания

    8.3.6.4.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.3.6.4.2.Размер рынка и прогноз по функциям
    8.3 .6.4.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.3.6.4.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.3.6.5.Великобритания

    8.3.6.5.1. Размер рынка и прогноз по типу
    8.3.6.5.2. Размер рынка и прогноз по функции
    8.3.6.5.3. Размер рынка и прогноз по приложению
    8.3.6.5.4. Размер рынка и прогноз , по конечному использованию

    8.3.6.6. Остальная Европа

    8. 3.6.6.1. Размер рынка и прогноз, по типу
    8.3.6.6.2. Размер рынка и прогноз, по функциям
    8.3.6.6.3. Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.3.6.6.4. Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.4. Азиатско-Тихоокеанский регион

    8.4.1.Ключевые рыночные тенденции, факторы роста и возможности
    8.4.2.Размер рынка и прогноз по типу
    8.4.3.Размер рынка и прогноз по функциям
    8.4.4.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.4. 5.Размер рынка и прогноз по конечному использованию
    8.4.6.Размер рынка и прогноз по странам

    8.4.6.1.Китай

    8.4.6.1.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.4.6.1. 2. Объем рынка и прогноз по функции
    8.4.6.1.3. Размер рынка и прогноз по приложению
    8.4.6.1.4. Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.4.6.2. Япония

    8.4.6.2.1. Размер рынка и прогноз по типу
    8.4.6.2.2. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.4.6.2.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8. 4.6.2.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.4.6.3.Индия

    Тип
    8.4.6.3.2. Объем рынка и прогноз по функциям
    8.4.6.3.3. Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.4.6.3.4. Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.4.6.4. Южная Корея

    8.4.6.4.1. Размер рынка и прогноз по типу
    8.4.6.4.2. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.4 .6.4.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.4.6.4.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.4.6.5.Австралия

    8.4.6.5.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.4.6.5.2. Объем рынка и прогноз по функциям
    8.4.6.5.3. Объем рынка и прогноз по приложениям
    8.4.6.5.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.4.6.6.Остальные страны Азиатско-Тихоокеанского региона

    8.4.6.6.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.4.6.6.2.Размер рынка и прогноз , по функциям
    8.4.6.6.3. Размер рынка и прогноз, по приложениям
    8. 4.6.6.4. Размер рынка и прогноз, по конечному использованию

    8.5. LAMEA

    8.5.1. Основные тенденции рынка, факторы роста и возможности
    8.5.2. Размер рынка и прогноз по типу
    8.5.3. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.5.4.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.5.5.Размер рынка и прогноз по конечному использованию
    8.5.6.Размер рынка и прогноз по странам

    8.5.6.1.Бразилия

    8.5.6.1.1. Размер рынка и прогноз по типу
    8.5.6.1.2. Размер рынка и прогноз по функциям
    8.5.6.1.3. Размер рынка и прогноз по приложениям
    использовать

    8.5.6.2. Южная Африка

    8.5.6.2.1. Размер рынка и прогноз, по типу
    8.5.6.2.2. Размер рынка и прогноз, по функции
    8.5.6.2.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.5.6.2.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.5.6.3.Саудовская Аравия

    8.5.6.3.1.Размер рынка и прогноз по типу
    8.5.6.3.2. Размер рынка и прогноз по функциям
    8. 5.6.3.3. Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.5.6.3.4. Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    8.5.6.4. Остальная часть LAMEA

    8.5.6.4.1. Объем рынка и прогноз по типу
    8.5.6.4.2. Объем рынка и прогноз по функциям
    8.5.6.4.3.Размер рынка и прогноз по приложениям
    8.5.6.4.4.Размер рынка и прогноз по конечному использованию

    ГЛАВА 9: КОНКУРЕНТНАЯ ЛАНДШАФТ

    9.1.Введение

    9.1.1.Позиционирование участников рынка, 2019

    9.2.Лучшие выигрышные стратегии

    9.2.1.Лучшие выигрышные стратегии, по годам
    9.2.2.Лучшие выигрышные стратегии, по развитию
    9.2.3.Лучшие выигрышные стратегии, по компаниям

    9.3.Карта продуктов 10 лучших Игрок
    9.4.Тепловая карта соревнований
    9.5.Ключевые разработки

    9.5.1.Запуск новых продуктов
    9.5.2.Соглашение
    9.5.3.Партнерство
    9.5.4.Приобретение
    9.5.5.Расширение бизнеса

    Корпорация

    10.1.1.Обзор компании
    10. 1.2.Краткий обзор компании
    10.1.1.Ключевые руководители
    10.1.2.Операционные бизнес-сегменты
    10.1.3.Портфель продуктов
    10.1.4.Эффективность деятельности

    100.4. Корпорация Мобил

    10.2.1.Обзор компании
    10.2.2.Снимок компании
    10.2.3.Ключевые руководители
    10.2.4.Сегменты операционной деятельности
    10.2.5.Портфель продуктов
    10.2.6.Результаты деятельности

    10.3.Gulf Oil Lubricants India Limited

    10.3.1.Обзор компании
    10.3.2.Обзор компании
    10.3.3.Ключевые руководители
    10.3.4.Портфель продуктов
    10.3.5.Результаты деятельности

    10.4.Обзор компании .2.Снимок компании
    10.4.3.Ключевые руководители
    10.4.4.Сегменты операционной деятельности
    10.4.5.Портфель продуктов
    10.4.6.Результаты деятельности
    10.4.7.Ключевые стратегические шаги и разработки

    10.5.Petroliam National Berhad (PETRONAS)

    10.5.1.Обзор компании 19055 2.Снимок компании
    10.5.3.Ключевые руководители
    10. 5.4.Операционные бизнес-сегменты
    10.5.5.Портфель продуктов
    10.5.6.Эффективность бизнеса

    10.6.Repsol

    10.6.055 Обзор компании .Снимок компании
    10.6.3.Ключевые руководители
    10.6.4.Операционные бизнес-сегменты
    10.6.5.Портфель продуктов
    10.6.6.Эффективность бизнеса
    10.6.7.Ключевые стратегические шаги и разработки

    10.7.Royal Dutch Shell Plc

    .10.7.7. Обзор компании
    10.7.2.Снимок компании
    10.7.3.Ключевые руководители
    10.7.4.Сегменты операционной деятельности
    10.7.5.Портфель продуктов
    10.7.6.Результаты бизнеса
    10.7.7.Ключевые стратегические шаги и разработки

    10.8.Sinopec Group

    10.8.1.Обзор компании
    10.8.2.Снимок компании
    10.8.3.Ключевые руководители
    10.8.4.Сегменты операционной деятельности
    10.8.5.Портфель продуктов
    10.8.6.Результаты деятельности

    10.9.Итого SE 9000.4 1.Обзор компании
    10.9.2.Краткий обзор компании
    10. 9.3.Ключевые руководители
    10.9.4.Операционные бизнес-сегменты
    10.9.5.Портфель продуктов
    10.9.6.Результаты деятельности

    10.10 9040 Inc. .1.Обзор компании
    10.10.2.Снимок компании
    10.10.3.Ключевые руководители
    10.10.4.Операционные сегменты бизнеса
    10.10.5.Портфель продуктов
    10.10.6.Эффективность бизнеса

    СПИСОК ТАБЛИЦ


    ТАБЛИЦА 02. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В МИРЕ, ПО ТИПУ, 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ) ЛИТР)
    ТАБЛИЦА 05. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В МИРЕ ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 06.МИРОВОЙ ОБЪЕМ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН ЛИТРОВ)
    )
    ТАБЛИЦА 09. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ, ПО РЕГИОНАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 10. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ, ПО РЕГИОНАМ, 2020–2030 ГГ. , 2020–2030 (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 12. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ, ПО ТИПАМ, 2020–2030 гг. (МЛН. ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 13.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 14. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 гг.
    ТАБЛИЦА 16. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ) ИСПОЛЬЗОВАНИЕ, 2020–2030 гг. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 19. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ, ПО СТРАНАМ, 2020–2030 гг. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 20.РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ ПО СТРАНАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 21. США ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ПО ТИПАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 22. США ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ПО ТИПАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 23. США ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 24. США ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 25. США ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 26. США ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО ПО ПРИМЕНЕНИЮ 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 27.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В США, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 28. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)

    ТАБЛИЦА 31. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В КАНАДЕ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США) )
    ТАБЛИЦА 34.ТАБЛИЦА 35. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В КАНАДЕ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)

    ТАБЛИЦА 37. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В МЕКСИКЕ, ПО ТИПУ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 40. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА МЕКСИКА, ПО ФУНКЦИЯМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 41.МЕКСИКАНСКОЕ ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 44. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В МЕКСИКЕ В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 47. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЕВРОПЕ, ПО ФУНКЦИЯМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    ТАБЛИЦА 48.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЕВРОПЕ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 49. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ЕВРОПА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЕВРОПЕ В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 54. ЕВРОПЕЙСКИЙ РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ПО СТРАНАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 55.ТАБЛИЦА 56. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ФРАНЦИЯ, ПО ТИПУ, 2020–2030 гг. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 58. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ФРАНЦИЯ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)

    ТАБЛИЦА 61. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ФРАНЦИЯ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 62.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ФРАНЦИЯ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)

    ТАБЛИЦА 65. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ГЕРМАНИИ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США) МЛН)
    ТАБЛИЦА 68. НЕМЕЦКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ПО ПРИМЕНЕНИЮ 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 69.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ГЕРМАНИИ В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    МЛН)
    ТАБЛИЦА 72. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ИТАЛИЯ, ПО ТИПУ, 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 73. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ИТАЛИЯ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 75. ИТАЛИЙСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 76.ИТАЛИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В РАЗБИВКЕ ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)

    ТАБЛИЦА 79. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ИСПАНИИ, ПО ТИПУ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США) (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    ТАБЛИЦА 82. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ИСПАНИИ, ПО ФУНКЦИЯМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 83.ТАБЛИЦА 84. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ИСПАНИЯ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 86. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ИСПАНИИ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 89. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ВЕЛИКОБРИТАНИЯХ, ПО ФУНКЦИЯМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    ТАБЛИЦА 90.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА UK ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 91. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА UK, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ВЕЛИКОБРИТАНИИ В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    2030 (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 96. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ОСТАЛЬНОЙ ЕВРОПЕ, ПО ТИПАМ, 2020–2030 гг. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 97.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ОСТАЛЬНОЙ ЕВРОПЕ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 98. МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 100. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ОСТАЛЬНОЙ ЕВРОПЕ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 103.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОМ РЕГИОНЕ, ПО ТИПУ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 104. 2030 (МЛН ДОЛЛАРОВ)
    ТАБЛИЦА 106. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ДЛЯ АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА, ПО ФУНКЦИЯМ 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 109. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 110.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОМ РЕГИОНЕ В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 113. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА КИТАЯ, ПО ТИПАМ, 2020–2030 гг. (МЛН Долл. США)
    , ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 116. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В КИТАЕ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН. ЛИТРОВ)
    , ТАБЛИЦА 117.КИТАЙСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 118. ТАБЛИЦА 120. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В КИТАЙ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 123. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ЯПОНИИ, ПО ФУНКЦИЯМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    ТАБЛИЦА 124.ТАБЛИЦА 125. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ЯПОНИИ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН. ЛИТРОВ)
    .ЯПОНСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 130. ИНДИЙСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ПО ТИПАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 131.ИНДИЙСКОЕ ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    .ИНДИЙСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ЛИТРОВ)
    ЛИТР)
    ТАБЛИЦА 137. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЮЖНОЙ КОРЕЕ, ПО ТИПАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 138.ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО ЮЖНОЙ КОРЕИ, ПО ТИПУ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 139.
    ТАБЛИЦА 141. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ЮЖНАЯ КОРЕЯ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США) 2020–2030 (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 144. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЮЖНОЙ КОРЕЕ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 гг. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 145.ТАБЛИЦА 146. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В АВСТРАЛИИ, ПО ТИПУ, 2020–2030 гг. (МЛН. ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 148. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В АВСТРАЛИИ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)

    ТАБЛИЦА 151. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В АВСТРАЛИИ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 152.АВСТРАЛИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТИП, 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 155. ОСТАЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА, ПО НАЗНАЧЕНИЮ 2020–2030 гг. (МЛН ДОЛЛ. США)
    )
    ТАБЛИЦА 157. ОСТАЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 158.ОСТАЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 161. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА LAMEA ПО ТИПАМ, 2020–2030 гг. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 163. ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО LAMEA, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО LAMEA, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 168. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА LAMEA В РАЗБИВКЕ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 171. БРАЗИЛЬСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА ПО ТИПАМ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 172.БРАЗИЛЬСКОЕ ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО, ПО ТИПУ, 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    175. БРАЗИЛЬСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    )
    ТАБЛИЦА 178. БРАЗИЛЬСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 179.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЮЖНОЙ АФРИКЕ, ПО ТИПУ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 180. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА, ПО ТИПУ, 2020–2030 гг. МЛН)
    ТАБЛИЦА 182. ЮЖНО-АФРИКАНСКАЯ ТРАНСФОРМАТОРНАЯ МАСЛА, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ЛИТРОВ)
    –2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 185. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЮЖНОЙ АФРИКЕ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 (МЛН. Долл. США)
    ТАБЛИЦА 186.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В ЮЖНОЙ АФРИКЕ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 189. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА САУДОВСКОЙ АРАВИИ, ПО НАЗНАЧЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН Долл. США)
    ПРИМЕНЕНИЕ 2020–2030 (МЛН. ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 192. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА САУДОВСКОЙ АРАВИИ, ПО ПРИМЕНЕНИЮ 2020–2030 гг. (МЛН. ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 193.ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА В САУДОВСКОЙ АРАВИИ, ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. Долл. США)
    –2030 (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 196. ОСТАТКИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА LAMEA, ПО ТИПУ, 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА LAMEA, ПО ПРИМЕНЕНИЮ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ОСТАТКИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА LAMEA ПО ПРИМЕНЕНИЮ 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 201. ОСТАТКИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА LAMEA ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ 2020–2030 (МЛН. ДОЛЛ. США) 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    ТАБЛИЦА 203.KEY ЗАПУСК НОВОЙ ПРОДУКЦИИ (2016-2020)
    ТАБЛИЦА 204.KEY СОГЛАШЕНИЕ (2016-2020)
    ТАБЛИЦА 205.KEY ПАРТНЕРСТВА (2016-2020)
    ТАБЛИЦА 20 ПРИОБРЕТЕНИЕ KEY 206.KEY -2020)
    ТАБЛИЦА 207. ОСНОВНЫЕ РАСШИРЕНИЯ БИЗНЕСА (2016-2020)
    ТАБЛИЦА 208.CHEVRON: КРАТКИЙ ОБЗОР КОМПАНИИ
    ТАБЛИЦА 209.Chevron: Руководители ключей
    Таблица 210.Chevron: Операционные сегменты
    Таблица 211.Chevron: Product Portfolio
    Таблица 212.Ворожденного финансового состояния (млн. Долл. США)
    Таблица 213.exxon Mobil: Компания Snapshot
    Таблица 214. exxon Mobil: Руководители ключей
    ТАБЛИЦА 215.EXXON MOBIL: ОПЕРАЦИОННЫЕ СЕГМЕНТЫ
    ТАБЛИЦА 216.EXXON MOBIL: ПОРТФЕЛЬ ПРОДУКЦИИ
    ТАБЛИЦА 217.ОБЩЕЕ ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ (МЛН.$)
    КЛЮЧЕВЫЕ РУКОВОДИТЕЛИ
    ТАБЛИЦА 220.Bulf Масляные смазки Индия Limited: Productfolio
    Таблица 221.Вовещатель Финансовый статус (млн. Долл. США)
    Таблица 222.Несте: Компания Snapshot
    Таблица 223.Несте: Руководители ключей
    Таблица 224.Нести: Операционные сегменты
    Таблица 225.Нести: Продукт Портфолио
    Таблица 226.Вовещатель финансового состояния (млн. Долл. США)
    Таблица 227.Несте: Ключевые стратегические ходы и разработки
    Таблица 228.петернас: Компания Снимок
    Таблица 229.Petrons: Руководители ключей
    Таблица 230.Пеперас: Операционные сегменты
    Таблица 231 .Petronas: Product Portfolio
    Таблица 232.Repsol: Компания Снимок
    Таблица 233.repsol: Руководители ключей
    Таблица 234.repsol: Операционные сегменты
    Таблица 235. Repsol: Productfolio
    Таблица 236. .REPSOL: КЛЮЧЕВЫЕ СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ДЕЙСТВИЯ И РАЗРАБОТКИ
    ТАБЛИЦА 238.ROYAL DUTCH SHELL PLC: КРАТКИЙ ОБЗОР КОМПАНИИ
    ТАБЛИЦА 239.ROYAL DUTCH SHELL PLC: КЛЮЧЕВЫЕ РУКОВОДИТЕЛИ
    ТАБЛИЦА 240.ROYAL DUTCH SHELL PLC: РАБОЧИЕ СЕГМЕНТЫ SHELL
    . АССОРТИМЕНТ ПРОДУКЦИИ
    ТАБЛИЦА 242.Общий финансовый статус (млн. Долл. США)
    Таблица 243.royal Dutch Shell PLC: ключевые стратегические ходы и события
    Таблица 244.sinopec Группа: Компания Снимок
    Таблица 245.sinopec Группа: Руководители ключей
    Таблица 246.sinopec Группа: Операционные сегменты
    247.SINOPEC GROUP: ПОРТФЕЛЬ ПРОДУКЦИИ
    ТАБЛИЦА 248.ОБЩЕЕ ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 249.ИТОГО SE: КРАТКИЙ ОБЗОР КОМПАНИИ
    ТАБЛИЦА 250.ИТОГО SE: КЛЮЧЕВЫЕ РУКОВОДИТЕЛИ
    ТАБЛИЦА 251.ИТОГО SE: ОПЕРАЦИОННЫЕ СЕГМЕНТЫ 9052 9055.ИТОГО SE: ПОРТФЕЛЬ ПРОДУКЦИИ
    ТАБЛИЦА 253. ОБЩЕЕ ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ (МЛН ДОЛЛ. США)
    ТАБЛИЦА 254.VALVOLINE INC. : КРАТКИЙ ОБЗОР КОМПАНИИ
    ТАБЛИЦА 255.VALVOLINE INC.: КЛЮЧЕВЫЕ РУКОВОДИТЕЛИ
    ТАБЛИЦА 256.VALVOLINE INC.: ОПЕРАЦИОННЫЕ СЕГМЕНТЫ 9057 Valvoline Inc.: Productfolio Productfolio
    Таблица 258.Вовещатель Финансовый статус (млн. Долл. США)

    Список рисунок

    Рисунок 01.Global Transformer Market Market Market Market, по сегментации, 2021-2030
    Рисунок 02.Global Transformer Market Market Market Snapshot РЕГИОН, 2021–2030
    РИСУНОК 03.Глобальный сегментация рынка трансформаторных нефтяных рынок
    Рисунок 04.top Инвестиционные карманы
    Рисунок 05.Модеренная баровная мощность поставщиков
    Рисунок 06.Моделите угрозу новых участников
    Рисунок 07.Модеренная угроза заменителей
    Рисунок 08.Модерьерная интенсивность конкурентной соперничества
    РИСУНОК 10. ДИНАМИКА МИРОВОГО РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
    РИСУНОК 11. АНАЛИЗ ЦЕПОЧКИ СОЗДАНИЯ СТОИМОСТИ
    РИСУНОК 12. МИРОВОЙ ДОХОД ОТ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ, ПО ТИПАМ (МЛН. ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 13. МИРОВОЙ ОБЪЕМ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ПО ТИПАМ (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 14. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 15. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 17. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 18. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. 2020-2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 20. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020-2030 (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    РИСУНОК 21.РАЗМЕР РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 25. ОБЪЕМ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В МИРЕ, ПО ФУНКЦИЯМ (МЛН ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 26. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020-2030 ГГ. -2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 28. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    РИСУНОК 29.РАЗМЕР РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 33. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020-2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ПО ПРИМЕНЕНИЮ (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 36. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    РИСУНОК 37. РАЗМЕР РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 38. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. РИСУНОК 41. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ОБЪЕМ РЫНКА НЕФТИ ПО КОНЕЧНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 44. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 45.РАЗМЕР РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 46. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020–2030 ГГ. РИСУНОК 49. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020-2030 ГГ. (МЛН. ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 50. РАЗМЕР РЫНКА И ПРОГНОЗ НА 2020-2030 ГГ. , 2020–2030 (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 52. ОБЪЕМ РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 годы (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    РИСУНОК 53.РАЗМЕР РЫНКА И ПРОГНОЗ, 2020–2030 ГГ. (МЛН ЛИТРОВ)
    ВЫРУЧКА РЫНКА МАСЕЛ ПО РЕГИОНАМ (МЛН ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 57. ОБЪЕМ МИРОВОГО РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ПО РЕГИОНАМ (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 58.США ВЫРУЧКА РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ, 2020–2030 ГГ., (МЛН. ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 59. США. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ, 2020–2030 ГГ. , (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 60.РИСУНОК 61. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В КАНАДЕ, 2020–2030 гг., (МЛН ЛИТРОВ)

    РИСУНОК 63. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В МЕКСИКЕ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 66. ВЫРУЧКА РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В ГЕРМАНИИ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    РИСУНОК 67.РИСУНОК 68. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В ГЕРМАНИИ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ЛИТРОВ)

    РИСУНОК 70. ДОХОД ОТ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В ИСПАНИИ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ДОЛЛ. США)
    (МЛН ДОЛЛАРОВ)
    РИСУНОК 73. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ВЕЛИКОБРИТАНИИ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 74.РИСУНОК 75. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В ОСТАЛЬНОЙ ЕВРОПЕ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ЛИТРОВ)
    (МЛН ДОЛЛАРОВ США)
    РИСУНОК 77. ОБЪЕМ РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ КИТАЯ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 80. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ИНДИИ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ДОЛЛАРОВ)
    РИСУНОК 81.РИСУНОК 82. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В ЮЖНОЙ КОРЕЕ, 2020–2030 гг. , (МЛН. Долл. США)
    ЛИТР)
    РИСУНОК 84. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В АВСТРАЛИИ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ДОЛЛ. США)
    ДОХОД, 2020–2030 ГГ., (МЛН. ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 87.РИСУНОК 88. РЫНОК ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В БРАЗИЛИИ, 2020–2030 гг., (МЛН ДОЛЛ. США)
    (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 90. ДОХОД РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ В ЮЖНОЙ АФРИКЕ, 2020–2030 ГГ., (МЛН ДОЛЛ. США)
    РЫНОЧНАЯ ВЫРУЧКА, 2020–2030 ГГ., (МЛН ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 93.РИСУНОК 94. ОСТАЛЬНАЯ ВЫРУЧКА РЫНКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ LAMEA, 2020–2030 гг., (МЛН. Долл. США)
    , (МЛН ЛИТРОВ)
    РИСУНОК 96. ПОЛОЖЕНИЕ ИГРОКОВ НА РЫНКЕ, 2019
    РИСУНОК 97. ОСНОВНЫЕ ПРИБЫЛЬНЫЕ СТРАТЕГИИ, ПО ГОДАМ, 2016–2020
    РИСУНОК 98. ОСНОВНЫЕ ПРИБЫЛЬНЫЕ СТРАТЕГИИ, ПО РАЗВИТИЮ, 2018–2021 (%) РИСУНОК
    .5 ВЫИГРЫШНЫЕ СТРАТЕГИИ ПО КОМПАНИЯМ, 2018–2021 ГГ.ТЕПЛОВАЯ КАРТА КОНКУРЕНТНЫХ ИГРОКОВ
    РИСУНОК 102.CHEVRON: ВЫРУЧКА, 2018–2020 ГГ. (МЛН. Долл. США)

    РИСУНОК 105. EXXON MOBIL: ВЫРУЧКА, 2018–2020 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    108.GULF OIL LUBRICANTS INDIA LIMITED: ВЫРУЧКА, 2018–2020 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)
    РИСУНОК 109.GULF OIL LUBRICANTS INDIA LIMITED: ДОЛЯ ДОХОДА ПО ОПЕРАЦИЯМ, 2020 г. (%)
    РИСУНОК 110.GULF OIL LUBRICANTS INDIA LIMITED: ДОЛЯ ВЫРУЧКИ ПО РЕГИОНАМ, 2020 г. (%)
    : ДОЛЯ ВЫРУЧКИ ПО РЕГИОНАМ, 2020 г. (%)

    РИСУНОК 117. PETRONAS: ДОЛЯ ДОХОДОВ ПО РЕГИОНАМ, 2020 г. (%)РИСУНОК 120. ДОЛЯ ДОХОДА ПО РЕГИОНАМ, 2020 г. (%)
    SHELL PLC: ДОЛЯ ВЫРУЧКИ ПО СЕГМЕНТАМ, 2020 г. (%)
    SINOPEC GROUP: ДОЛЯ ДОХОДА ПО СЕГМЕНТАМ, 2020 г. (%)
    РИСУНОК 126. SINOPEC GROUP: ДОЛЯ ДОХОДА ПО РЕГИОНАМ, 2020 г. (%)
    РИСУНОК 127.ИТОГО SE: ЧИСТЫЕ ПРОДАЖИ, 2018–2020 ГГ. (МЛН ДОЛЛ. США)
    INC.: ЧИСТЫЕ ПРОДАЖИ, 2018–2020 ГГ. (МЛН. ДОЛЛ. США)

    типов трансформаторного масла | ОБТ Трансформатор

    Типы трансформаторного масла обладают свойствами, способствующими безопасной и бесперебойной работе трансформаторов. Следовательно, это критический элемент в системах электроснабжения. Давайте узнаем больше о трансформаторном масле из статьи ниже.

    Содержание

    1. Что такое трансформаторное масло?

    2. Типы трансформаторного масла

    а. Нафтеновое масло

    б. Парафиновое масло

    3. Идеальные свойства трансформаторного масла

    а. Электрические свойства трансформаторного масла

    б. Химические свойства трансформаторного масла

    с.Физические свойства трансформаторного масла

    4. Испытание трансформаторного масла

    5. Почему важны испытания трансформаторного масла?

     

    1. Что такое трансформаторное масло? Трансформаторное масло

    (также известное как изоляционное масло) — это особый тип масла, обладающий превосходной электроизоляцией и стабильный при высоких температурах. Масляные трансформаторы используют масло для изоляции, остановки разряда и разряда ауры и в то же время рассеивания тепла трансформатора (т. е. действует как охлаждающая жидкость).


    Трансформаторное масло также используется для консервации сердечника и обмоток трансформатора путем их полного погружения в масло. Еще одним важным свойством изоляционного масла является предотвращение окисления целлюлозно-бумажной изоляции. Трансформаторное масло служит барьером между атмосферным кислородом и целлюлозой, избегая прямого контакта и, следовательно, сводя к минимуму окисление. Уровень трансформаторного масла измеряется с помощью MOG (магнитного указателя уровня масла).

     

    Трансформаторное масло

    2. Типы трансформаторного масла

    В настоящее время используются два основных типа трансформаторного масла: трансформаторное масло на основе парафина и трансформаторное масло на основе лигроина.
    а. Нафтеновое масло

    • Минеральное изоляционное масло получают из определенных видов сырой нефти, которые содержат чрезвычайно низкое содержание н-парафинов, известных как парафин.

    • Температура застывания этого масла ниже по сравнению с парафиновым маслом из-за меньшего содержания парафина.

    • Температура кипения этого масла составляет примерно 425 °C.

    • По сравнению с другими маслами это масло более подвержено коррозии.

    • Продукты окисления растворимы в масле.

    • Коррозия сырой нефти на основе парафинов приводит к образованию нерастворимого шлама, увеличивающего вязкость. Так уменьшится мощность теплопередачи, срок службы и перегрев.

    • Эти масла содержат ароматические соединения при относительно низких температурах, например -40°C.

    б. Парафиновое масло
    • Минеральное изоляционное масло, полученное из специальной нефти, содержит значительное количество н-парафина, т. е. парафина.

    • Температура застывания этого масла выше по сравнению с нафтеновым типом из-за высокого содержания парафина.

    • Температура кипения этого масла около 530 °С.

    • Окисление этого масла меньше.

    • Продукты окисления нерастворимы в масле.

    • Несмотря на то, что нафтеновый тип масла более подвержен коррозии, чем парафиновый, продукты окисления растворяются в масле, что приводит к уменьшению проблемы.

    Теоретически, масло на основе парафина не так легко окисляется, как масло на основе нафты, поэтому образуется меньше шлама.Дело в том, что нефтешлам на основе нафты лучше растворяется, чем масло на основе парафина, поэтому любой шлам, образуемый маслом на основе нафты, легче удалить, чем шлам из масла на основе парафина. Если шлам скапливается на дне контейнера трансформатора, он будет мешать работе трансформатора.


    Нефть на основе нафты и нефть на основе парафина не содержат растворенного парафина. Этот парафин может повысить температуру застывания и потенциально вызвать проблемы, но в более теплом климате, где температура никогда не бывает очень низкой, это не проблема.

     

    Тем не менее, парафиновое масло является наиболее часто используемым типом масла в трансформаторах во всем мире, несмотря на то, что масло на основе нафты имеет более очевидное преимущество.

    3. Идеальные свойства трансформаторного масла

    Для определения пригодности масла к эксплуатации следует учитывать некоторые специфические свойства изоляционного масла.
    Свойства (или параметры) трансформаторного масла:

    • Электрические свойства: Удельное сопротивление, диэлектрическая прочность, коэффициент диэлектрических потерь.
    • Химические свойства: Содержание воды, кислотность, содержание шлама.
    • Физические свойства: межфазное натяжение, вязкость, температура вспышки, температура застывания.

    а. Электрические свойства трансформаторного масла

    Диэлектрическая прочность трансформаторного масла также известна как напряжение пробоя трансформаторного масла (BDV). Напряжение пробоя измеряют, наблюдая, при каком напряжении искрят нити между двумя погруженными в масло электродами, разделенными определенным зазором.Низкое значение BDV свидетельствует о наличии в масле влагосодержащих и проводящих веществ.


    Для измерения BDV трансформаторного масла на объекте обычно имеется переносной комплект для измерения BDV. В этом комплекте масло хранится в баке, в котором закреплена одна пара электродов с зазором между ними 2,5 мм (в некоторых комплектах 4 мм). Теперь между электродами подается медленно возрастающее напряжение. Скорость нарастания напряжения контролируют на уровне 2 кВ/с и наблюдают за напряжением, при котором начинается искрение между электродами — это означает, при каком напряжении диэлектрическая прочность трансформаторного масла между электродами нарушена.

     

    Это измерение проводится от 3 до 6 раз в одной и той же пробе масла, и мы берем среднее значение этих показаний. BDV является основным индикатором исправности масла. Так что это популярный и важный тест трансформаторного масла, и его можно легко провести на месте.

     

    Сухое и чистое масло дает результаты BDV, лучшие, чем масло с содержанием влаги и другими токопроводящими примесями. Минимальным напряжением пробоя трансформаторного масла или диэлектрической прочностью трансформаторного масла, при котором это масло можно безопасно использовать в трансформаторе, считается 30 кВ.

    • Удельное сопротивление трансформаторного масла

    Это еще одно важное свойство трансформаторного масла. Удельное сопротивление масла является мерой сопротивления постоянному току между двумя противоположными сторонами блока масла объемом один см3. Его единицей является ом-см при определенной температуре. С повышением температуры удельное сопротивление масла быстро уменьшается.

     

    Сразу после зарядки трансформатора после длительного простоя температура масла будет равна температуре окружающей среды, а при полной нагрузке температура будет очень высокой. В условиях перегрузки она может достигать 90ºC. Удельное сопротивление изоляционного масла должно быть высоким при комнатной температуре и иметь хорошее значение при высоких температурах.
    Поэтому удельное сопротивление или удельное сопротивление трансформаторного масла следует измерять при 27ºС и 90ºС.

     

    Минимальное нормативное удельное сопротивление трансформаторного масла при 90ºС составляет 35×1012 Ом-см, а при 27ºС – 1500×1012 Ом-см.

    • Коэффициент диэлектрических потерь тангенса дельты трансформаторного масла

    Коэффициент диэлектрических потерь также известен как коэффициент потерь или тангенс дельта трансформаторного масла.Когда изоляционный материал помещается между токоведущей частью и заземленной частью электрооборудования, возникает ток утечки. Поскольку изоляционный материал является диэлектриком, ток через изоляцию в идеале опережает напряжение на 90°. Здесь напряжение означает мгновенное напряжение между токоведущей частью и землей оборудования. Но на самом деле никакие изоляционные материалы не являются идеальными диэлектриками по своей природе.

     

    Следовательно, ток через изолятор будет опережать напряжение под углом чуть меньше 90º.Тангенс угла, на который он меньше 90º, называется коэффициентом диэлектрических потерь или просто тангенсом дельта трансформаторного масла. Проще говоря, ток утечки через изоляцию действительно имеет две составляющие: одну резистивную или активную, а другую емкостную или реактивную. Опять же, из приведенной выше диаграммы ясно, что значение ‘δ’ также известно как угол потерь.

     

    Если угол потерь мал, то резистивная составляющая тока IR мала, что свидетельствует о высоком резистивном свойстве изоляционного материала.Изоляция с высоким сопротивлением является хорошим изолятором. Следовательно, желательно, чтобы угол потерь был как можно меньше. Поэтому мы должны стараться, чтобы значение tanδ было как можно меньше. Высокое значение этого тангенса δ указывает на наличие загрязнителей в трансформаторном масле.

     

    Следовательно, существует четкая зависимость между тангенсом тангенса дельта и удельным сопротивлением изоляционного масла. Если значение тангенса дельта увеличивается, удельное сопротивление изоляционного масла уменьшается, и наоборот. Таким образом, как испытание на сопротивление, так и испытание на тангенс дельта трансформаторного масла, как правило, не требуются для одного и того же куска изолятора или изоляционного масла.

     

    Одним предложением можно сказать, что tanδ является мерой несовершенства диэлектрической природы изоляционных материалов, таких как масло.

    б. Химические свойства трансформаторного масла

    Содержание влаги или воды в трансформаторном масле крайне нежелательно, так как это отрицательно влияет на диэлектрические свойства масла. Содержание воды в масле также влияет на бумажную изоляцию обмотки и сердечника трансформатора. Бумага очень гигроскопична.Бумага поглощает максимальное количество воды из масла, что влияет на изоляционные свойства бумаги и сокращает срок ее службы. Но в нагруженном трансформаторе масло нагревается сильнее; следовательно, растворимость воды в масле увеличивается.

     

    В результате бумага выделяет воду и увеличивает содержание воды в трансформаторном масле. Таким образом, температура масла во время отбора пробы для испытаний имеет решающее значение. При окислении в масле образуются кислоты; кислоты обуславливают растворимость воды в масле.Кислота в сочетании с водой разлагает масло, образуя еще больше кислоты и воды. При этом скорость деградации масла увеличивается. Мы измеряем содержание воды в масле как ppm (частей на миллион единиц).

     

    Содержание воды в масле допускается до 50 ppm, рекомендованного IS-335(1993). Точное измерение содержания воды при таких низких уровнях требует сложного прибора, такого как кулонометрический титратор Карла Фишера.

    • Кислотность трансформаторного масла

    Кислотное трансформаторное масло является вредным свойством.Если масло становится кислым, содержание воды в масле становится более растворимым в масле. Кислотность масла ухудшает изоляционные свойства бумажной изоляции обмотки. Кислотность ускоряет процесс окисления в масле. К кислоте относится также ржавление железа в присутствии влаги.

     

    Испытание трансформаторного масла на кислотность можно использовать для измерения кислотных компонентов загрязняющих веществ. Мы выражаем кислотность масла в мг КОН, необходимого для нейтрализации кислоты, содержащейся в грамме масла.Это также известно как число нейтрализации.

    г. Физические свойства трансформаторного масла

    Межфазное натяжение между границей раздела воды и нефти является способом измерения молекулярной силы притяжения между водой и нефтью. в дин/см или миллиньютон/метр. Межфазное натяжение как раз полезно для определения наличия продуктов распада нефти и полярных примесей. Хорошее новое масло обычно имеет высокое межфазное натяжение. Примеси окисления масла снижают IFT.

    • Температура воспламенения трансформаторного масла

    Температура воспламенения трансформаторного масла – это температура, при которой масло выделяет достаточное количество паров для образования легковоспламеняющейся смеси с воздухом. Эта смесь обеспечивает мгновенную вспышку при подаче пламени в стандартных условиях. Точка воспламенения важна, потому что она определяет вероятность возникновения пожара в трансформаторе. Поэтому желательно иметь очень высокую температуру вспышки трансформаторного масла. В целом, это более 140º(>10º).

    • Температура застывания трансформаторного масла

    Это минимальная температура, при которой масло начинает течь при стандартных условиях испытаний. Температура застывания трансформаторного масла является ценным свойством в основном в местах с ледяным климатом. Если температура масла падает ниже точки застывания, трансформаторное масло прекращает конвекцию и препятствует охлаждению трансформатора. Нефть на основе парафина имеет более высокую температуру застывания, чем нефть на основе нафты, но в Индии это не влияет на использование парафиновой нефти из-за ее теплых климатических условий.Температура застывания трансформаторного масла в основном зависит от содержания парафинов в масле. Поскольку масло на основе парафина содержит больше парафина, оно имеет более высокую температуру застывания.

    • Вязкость трансформаторного масла

    В двух словах о вязкости трансформаторного масла можно сказать, что вязкость – это сопротивление потоку в нормальных условиях. Под сопротивлением течению трансформаторного масла понимается препятствие конвекционной циркуляции масла внутри трансформатора. Хорошее масло должно иметь низкую вязкость, чтобы оно оказывало меньшее сопротивление обычному потоку масла и, таким образом, не влияло на охлаждение трансформатора.Низкая вязкость трансформаторного масла необходима, но не менее важно, чтобы вязкость масла как можно меньше увеличивалась при понижении температуры. Любая жидкость становится более вязкой при понижении температуры.

    4. Тестирование трансформаторного масла

    Трансформаторное масло необходимо протестировать, чтобы убедиться, что оно соответствует сегодняшним стандартам. Стандарты и процедуры тестирования определяются различными международными стандартами, и ASTM устанавливает большинство из них.

     

    Испытания масла состоят из измерения напряжения пробоя и других химических и физических свойств масла либо в лаборатории, либо с помощью портативного испытательного оборудования. Срок службы трансформатора увеличивается благодаря надлежащему тестированию, что снижает необходимость платить за замену.

    Факторы для проверки:
    Вот наиболее распространенные параметры, на которые следует обращать внимание при проведении проверки трансформаторного масла:

    • Стандартные технические условия на минеральное изоляционное масло, используемое в электрических аппаратах (ASTM D3487)
    • Кислотное число (ASTM D664)
    • Напряжение пробоя диэлектрика (ASTM D877)
    • Коэффициент мощности жидкости (ASTM D924-08)
    • Межфазное натяжение (ASTM D971)
    • Удельное сопротивление (ASTM D1169)
    • Агрессивная сера (ASTM D1275)
    • Визуальный осмотр (ASTM D1524)

    Примечание: ASTM расшифровывается как Американское общество испытаний и материалов.

    Эти тесты помогут определить, являются ли масла чистыми, и создадут базовый уровень свойств, которые необходимо периодически проверять. Хотя существует большое количество доступных тестов, они дороги. Поэтому лучше всего использовать их в качестве диагностики, если проблема возникает во время первичного тестирования.

     

    Рекомендуемая частота зависит от мощности и напряжения. Если результаты теста показывают некоторые красные флажки, частоту придется увеличить.Даже если стоимость тестирования высока, ее следует сравнивать со стоимостью замены трансформатора и временем простоя, связанным с его потерей.


    Важно понимать разницу между чрезмерным и нормальным уровнем газообразования. Количество растворенного газа в трансформаторном масле можно определить с помощью анализа растворенного газа (DGA). Скорость выделения газа зависит от нагрузки, конструкции трансформатора и материала изоляции.

    5. Почему важны испытания трансформаторного масла?

    Проверка трансформаторного масла важна для:

    • Определение основных электрических свойств трансформаторного масла
    • Определите, подходит ли определенное масло для будущего использования
    • Определение необходимости регенерации или фильтрации
    • Снижение затрат на масло и увеличение срока службы компонентов
    • Предотвращение несвоевременных сбоев и максимальная безопасность

    => Имейте в виду, трансформаторные масла могут служить до 30 лет. Таким образом, проведение надлежащих процедур тестирования сейчас сэкономит вам тысячи долларов в долгосрочной перспективе.

     

    Трансформаторное масло — glocore.com

    Трансформаторное масло широко используется в качестве охлаждающей жидкости, изолятора и гасителя дуги в электрических устройствах. В состав трансформаторного масла входят нафтены, парафины и ароматические углеводороды. Массовая доля остальных компонентов, как правило, не превышает 4-5% (для свежего продукта).

    Эксплуатационные характеристики трансформаторного масла

    Характеристики трансформаторного масла оценивают по следующим параметрам:

    • Тангенс угла диэлектрических потерь. Достаточная электрическая прочность масла обеспечивается удалением воды и механических примесей;
    • температура застывания
    • . Чем ниже температура застывания, тем лучше масло ведет себя при низких температурах;
    • Вязкость
    • . Этот параметр должен иметь минимальное значение, что позволит обеспечить хороший отвод тепла от горячих деталей;
    • устойчивость к окислению.O il не должны сильно окисляться при длительной эксплуатации. Эта характеристика улучшается за счет добавления специальных ингибиторов;
    • Температура вспышки
    • не должна превышать 135°С. При нагреве масла ниже указанного значения воспламенения масла не произойдет.

    Функции трансформаторного масла

    Трансформаторные масла выполняют для трансформатора не менее четырех функций. Масло обеспечивает изоляцию, обеспечивает охлаждение и помогает гасить дугу. Масло также растворяет газы, образующиеся при разложении масла, влагу и газы от целлюлозной изоляции, износа, а также газы и влагу от воздействия атмосферных условий.Тщательное наблюдение за растворенными в масле газами и другими свойствами масла дает наиболее ценную информацию о состоянии трансформатора. Поиск тенденций путем сравнения информации, представленной в нескольких DGA, и понимание ее значения является наиболее важным инструментом диагностики трансформатора.

    Анализ растворенных газов

    После 1 месяца эксплуатации и один раз в год, а при возникновении проблем чаще, выполняйте DGA. Это, безусловно, самый важный инструмент для определения исправности трансформатора.DGA является первым индикатором проблемы и может определить ухудшение изоляции и масла, перегрев, точки перегрева, частичные разряды и искрение. Состояние масла отражает состояние самого трансформатора. Анализ растворенных газов заключается в отправке образцов трансформаторного масла в коммерческую лабораторию для тестирования. Наиболее важными показателями являются удельная и общая скорость образования горючих газов (TCG) на основе стандартов Международной электротехнической комиссии (IEC) 60599 [13] и IEEE C 57-104™ [12].

    ОСТОРОЖНО:

    DGA ненадежен, если трансформатор обесточен и остыл, если трансформатор новый или если он проработал менее 1-2 недель непрерывно после обработки масла.

    В этом разделе приводятся рекомендации по интерпретации АРГ и предлагаются действия, основанные на анализе. При работе с трансформаторами не существует «быстрых и надежных» простых ответов. Трансформаторы очень сложны, очень дороги и очень важны для мелиорации; и каждый отличается.

    Решения должны основываться на опытных суждениях, основанных на всех доступных данных и консультациях с опытными людьми. Периодические АРГ и правильная интерпретация, наряду с тщательными периодическими проверками (рассмотренными ранее), являются наиболее важными ключами к сроку службы трансформатора. Каждый DGA необходимо сравнивать с предыдущими DGA, чтобы распознать тенденции и установить скорость образования газа.

    Хотя примеры будут представлены позже, не существует общепринятых способов интерпретации данных DGA [16].Трансформеры очень сложные. Старение, химические действия и реакции, электрические поля, магнитные поля, тепловое сжатие и расширение, колебания нагрузки, сила тяжести и другие силы взаимодействуют внутри резервуара. Внешне на трансформатор воздействуют сквозные замыкания, скачки напряжения, резкие перепады температуры окружающей среды и другие силы (например, магнитное поле Земли и гравитация).

    Существует несколько «вырезанных» интерпретаций DGA, если таковые имеются; даже эксперты не согласны. Консультации с другими, опыт, изучение, сравнение предыдущих АРГ, ведение точных записей истории трансформатора и запись информации, обнаруженной при разборке трансформатора, повысят квалификацию и продлят срок службы этого критически важного оборудования.

    Ведение точного учета каждого отдельного трансформатора имеет первостепенное значение. Если ранее имело место сквозное замыкание, перегрузка, проблемы с охлаждением или удар молнии поблизости, эта информация чрезвычайно важна для определения того, что происходит внутри трансформатора. Информация об испытаниях базового трансформатора должна быть установлена, когда трансформатор новый, или как можно скорее после этого. Сюда должны входить результаты DGA, Doble и других тестов (обсуждается в разделе 9, «Тестирование трансформатора»). В таблице 6 представлены результаты анализа трансформатора DGA.Таблица 7 представляет собой фактический пример трансформатора Reclamation.

    Трансформаторное маслоТаблица 7 Трансформаторное масло

    ВНИМАНИЕ:

    Для использования этой таблицы необходимы знания в области проектирования трансформаторов. Требуемые действия могут быть такими же простыми, как отправка дополнительной пробы трансформаторного масла в лабораторию, или такими сложными, как проведение обширных испытаний трансформатора. Это может также включать ремонт, внутреннюю проверку и/или полную замену трансформатора
    .

    Показанные диапазоны условий представляют собой комбинацию IEEE C57-104, IEC 60599, анализа трансформаторного масла Delta X Research и многолетнего опыта работы с трансформаторами.Приведенная выше таблица была составлена ​​Кларенсом Херроном из Полевого управления мелиорации Глен-Каньона.

    Ключевой газовый метод

    Ключевой газовый метод интерпретации DGA изложен в IEEE [12]. Основными газами, образующимися при разложении масляной и бумажной изоляции, являются водород (h3), метан (Ch5), этан (C2H6), этилен (C2h5), ацетилен (C2h3), окись углерода (CO) и кислород (O2). За исключением угарного газа и кислорода, все эти газы образуются в результате разложения самого масла.Угарный газ, двуокись углерода (CO2) и кислород образуются при разложении целлюлозной (бумажной) изоляции. Углекислый газ, кислород, азот (N2) и влага также могут поглощаться из воздуха, если имеется граница раздела масло/воздух или если в резервуаре имеется утечка.

    Некоторые из наших трансформаторов имеют азотную подушку под давлением над маслом, и в этих случаях азот может быть близок к насыщению (см. таблицу 8). Тип и количество газа определяются местом возникновения неисправности в трансформаторе, а также серьезностью и энергией события.События варьируются от событий с низкой энергией, таких как частичный разряд, производящий водород и следовые количества метана и этана, до устойчивой дуги очень высокой энергии, способной генерировать все газы, включая ацетилен, требующие наибольшей энергии.

    Руководство по DGA с четырьмя условиями (IEEE C57-104) – Руководство по DGA с четырьмя условиями для классификации рисков для трансформаторов, у которых ранее не было проблем, опубликовано в стандарте IEEE Standard (Std) [20], C57-104™. В качестве индикаторов в руководстве используются комбинации отдельных газов и общая концентрация горючих газов.Он не является общепринятым и является лишь одним из инструментов, используемых для оценки растворенного газа в трансформаторах. Четыре условия IEEE® определены ниже, а уровни газа указаны в таблице 8.

    Таблица 8 Растворенный ключевой газ

    ОСТОРОЖНО: Трансформаторы

    выделяют некоторое количество горючих газов при нормальной работе, а значения условий для растворенных газов, приведенные в IEEE C57-104-1991™ [12] (таблица 8 выше), крайне консервативны. Трансформаторы могут без проблем работать с отдельными газами в состоянии 4, при условии, что они стабильны, а газы не увеличиваются или увеличиваются очень медленно.Если TDCG и отдельные газы значительно увеличиваются (более 30 частей на миллион в день [частей на миллион] в день), это означает наличие активной неисправности. Трансформатор должен быть обесточен при достижении уровня условия 4.

    • Условие 1: Общий растворенный горючий газ (TDCG) ниже этого уровня указывает на то, что трансформатор работает удовлетворительно.

    Любой отдельный горючий газ, превышающий указанные в таблице 8 уровни, требует дополнительного исследования.

    • Условие 2: TDCG в этом диапазоне указывает на превышение нормального уровня горючего газа.Любой отдельный горючий газ, превышающий указанные в таблице 8 уровни, должен подлежать дополнительному исследованию. Может присутствовать неисправность. Берите пробы DGA, по крайней мере, достаточно часто, чтобы рассчитать объем образования газа в день для каждого газа. (См. таблицу 9 для рекомендуемой частоты выборки и действий.)
    • Состояние 3: TDCG в этом диапазоне указывает на высокий уровень разложения целлюлозной изоляции и/или масла. Любой отдельный горючий газ, превышающий указанные в таблице 6 уровни, должен подлежать дополнительному исследованию. Неисправность или неисправности, вероятно, присутствуют. Отбирайте пробы DGA, по крайней мере, достаточно часто, чтобы рассчитать количество выделяемого газа в день для каждого газа (см. таблицу 9).
    • Состояние 4: TDCG в пределах этого диапазона указывает на чрезмерное разложение целлюлозной изоляции и/или масла. Продолжение работы может привести к выходу из строя трансформатора (см. таблицу 9).

    Внезапное увеличение содержания ключевых газов и скорость производства газа более важны при оценке трансформатора, чем накопленное количество газа.Одним из очень важных соображений является ацетилен (C2h3). Образование любого количества этого газа выше нескольких частей на миллион указывает на высокоэнергетическое искрение.

    Следовые количества (несколько частей на миллион) могут образовываться из-за очень горячей тепловой неисправности (500 EC или выше). Однократная дуга, вызванная ближайшим ударом молнии или скачком высокого напряжения, также может генерировать небольшое количество C2h3. Если C2h3 обнаружен в DGA, пробы масла следует брать еженедельно или даже ежедневно, чтобы определить, образуется ли дополнительный C2h3.

    Если дополнительный ацетилен не обнаружен и его уровень ниже IEEE® Condition 4, трансформатор может продолжать работать.Однако, если уровень ацетилена продолжает расти, в трансформаторе имеется активная внутренняя дуга высокой энергии, и его следует немедленно вывести из эксплуатации. Дальнейшая эксплуатация чрезвычайно опасна и может привести к взрывному катастрофическому разрушению бака, распространению горящего масла на большую площадь.

    Таблица 9 предполагает, что предыдущие испытания АРГ на трансформаторе не проводились или не существует недавней истории. Если существует предыдущая АРГ, ее следует пересмотреть, чтобы определить, является ли ситуация стабильной (уровень концентрации газов значительно не увеличивается) или нестабильной (уровень концентрации газов значительно увеличивается).

    Таблица 9 Действия на основе растворенного горючего газа

    ПРИМЕЧАНИЯ:
    1.  Наивысшее состояние на основе отдельного горючего газа или TDCG может определить состояние (1, 2, 3 или 4) трансформатора. Например, если TDCG находится в диапазоне от 1941 до 2630 частей на миллион, это указывает на состояние 3. Однако, если содержание водорода превышает 1800 частей на миллион, трансформатор находится в состоянии 4, как показано в таблице 8.
    2. Когда в таблице написано «Определить зависимость от нагрузки», это означает попытаться выяснить, увеличивается или уменьшается скорость образования газа в ppm/день в зависимости от нагрузки.Трансформатор может быть перегружен или иметь проблемы с охлаждением. Берите пробы масла каждый раз при изменении нагрузки; если изменения нагрузки происходят слишком часто, это может оказаться невозможным.
    3. Чтобы получить скорость генерации TDCG, разделите изменение TDCG на количество дней между выборками, когда трансформатор был загружен. Не следует включать дни простоя. Индивидуальная скорость образования газа в ppm/день определяется тем же методом.

    Прежде чем перейти к таблице 11, определите состояние трансформатора по таблице 10; то есть посмотрите на DGA и посмотрите, находится ли трансформатор в состоянии 1, 2, 3 или 4. Состояние конкретного трансформатора определяется путем нахождения наивысшего уровня для любого отдельного газа или с помощью TDCG [12]. Либо отдельный газ, либо TDCG могут дать трансформатору более высокий номер состояния, что означает, что он подвергается большему риску. Если номер TDCG показывает трансформатор в состоянии 3, а отдельный газ показывает трансформатор в состоянии 4, трансформатор находится в состоянии 4. Всегда будьте осторожны и предполагайте худшее, пока не будет доказано обратное.

    Интервалы выборки и рекомендуемые действия

    В случае внезапного повышения концентрации растворенных газов следует следовать процедурам, рекомендованным в таблице 9.Таблица 9 является перефразированием таблицы 3 в IEEE C57.104-1991 [12]. Чтобы упростить чтение, порядок был изменен: Условие 1 (трансформатор с наименьшим риском) вверху и Условие 4 (наивысший риск) внизу. В таблице указаны рекомендуемые интервалы отбора проб и действия для различных уровней TDCG в ppm.

    Увеличивающаяся скорость газообразования указывает на возрастающую серьезность проблемы; следовательно, по мере увеличения скорости генерации (млн/день) рекомендуется более короткий интервал отбора проб (см. таблицу 9).Некоторая информация была добавлена ​​в таблицу из IEEE C57-104-1991 (выведена из текста). Чтобы увидеть точную таблицу, обратитесь к стандарту IEEE [12].

    Если можно определить причину газообразования и оценить риск, интервал отбора проб может быть увеличен. Например, если активная зона разделена на мегаомметры и обнаружено дополнительное заземление активной зоны, даже несмотря на то, что в таблице 9 может быть рекомендован месячный интервал отбора проб, оператор может увеличить интервал отбора проб, поскольку известен источник газовыделения и скорость генерации.

    Никогда не следует принимать решение на основе только одного DGA. Очень легко загрязнить образец, случайно выставив его на воздух.

    Неправильная маркировка образца также является частой причиной ошибки. Неправильная маркировка может произойти при взятии пробы, или она может быть случайно загрязнена или неправильно обработана в лаборатории. Неправильное обращение может позволить некоторым газам выйти в атмосферу, а другим газам, таким как кислород, азот и углекислый газ, попасть из атмосферы в образец.Если вы заметили проблему с трансформатором из-за DGA, первое, что нужно сделать, это взять другой образец для сравнения.

    Диаграмма газообразования (рис. 48) [14, 17] и обсуждение ниже представляют собой лишь приблизительную температуру, при которой образуются газы. Рисунок выполнен не в масштабе и предназначен только для иллюстрации температурных соотношений, типов газа и количества. Эти отношения представляют собой то, что обычно было доказано в контролируемых лабораторных условиях с использованием масс-спектрометра.Эта диаграмма была использована Р. Р. Роджерсом из Центрального совета по электроэнергетике (CEGB) Англии для разработки «Метода коэффициента Роджерса» для анализа трансформаторов (обсуждается в разделе 6. 1.9.4).

    Вертикальная полоса в левой части диаграммы показывает, какие газы и их приблизительное количество образуются в условиях частичного разряда. Обратите внимание, что все газы выделяются, но в гораздо меньшем количестве, чем водород. Достаточно события с очень низкой энергией (частичный разряд/коронный разряд), чтобы вызвать образование молекул водорода из масла.Газы образуются внутри маслонаполненного трансформатора, похожего на перегонный куб, где различные газы начинают образовываться при определенных температурах.

    Из диаграммы газообразования мы можем увидеть относительное количество газа, а также приблизительную температуру. Водород и метан начинают образовываться в небольших количествах около 150 ºC. Обратите внимание на диаграмму, что за пределами максимальных точек производство метана (Ch5), этана и этилена снижается по мере повышения температуры.

    При температуре около 250 ºC начинается производство этана (C2H6).Примерно при 350 ºC начинается производство этилена (C2h5). Производство ацетилена (C2h3) начинается при температуре от 500 ºC до 700 ºC. В прошлом считалось, что присутствие только следовых количеств ацетилена (C2h3) указывает на то, что температура достигла по крайней мере 700 ºC; тем не менее, недавние открытия привели к выводу, что термическая неисправность (горячая точка) при температуре 500 ºC может производить следовые количества (несколько частей на миллион). Большие количества ацетилена можно получить только при температуре выше 700 ºC с помощью внутренней дуги.

    Обратите внимание, что при температуре от 200 ºC до 300 ºC производство метана превышает производство водорода.Начиная примерно с 275 ºC и выше производство этана превышает производство метана. Примерно при 450 ºC производство водорода
    превосходит все остальные до примерно 750–800 ºC; тогда образуется больше ацетилена.

    Рисунок 48 – Образование горючих газов в зависимости от температуры

    Следует отметить, что небольшие количества h3, Ch5 и CO образуются при нормальном старении. При термическом разложении пропитанной маслом целлюлозы образуются CO, CO2, h3, Ch5 и O2. Разложение целлюлозной изоляции начинается лишь при температуре около 100 ºC или ниже.Поэтому эксплуатация трансформаторов при температуре не выше 90 ºC обязательна. Неисправности будут создавать внутренние «горячие точки» с гораздо более высокими температурами, чем эти, и возникающие в результате газы будут отображаться в DGA. Таблица 11 (далее в этом разделе) представляет собой таблицу «типов неисправностей», части которой перефразированы из IEC 60599 [13].

    Эта диаграмма не завершена. Невозможно отразить все причины и следствия из-за чрезвычайной сложности трансформаторов. DGA должны быть тщательно изучены с идеей определения возможных неисправностей и возможных вариантов действий.Эти решения основаны на суждениях и опыте и редко бывают «вырезанными и сухими». Большинство профессиональных ассоциаций сходятся во мнении, что существует два основных типа неисправности: тепловая и электрическая. Первые три на диаграмме — электрические разряды, а последние три — тепловые неисправности.

    Этан и этилен иногда называют «горячими металлическими газами». Когда эти газы образуются, а ацетилен нет, проблема внутри трансформатора обычно связана с горячим металлом. Это может включать в себя плохие контакты на переключателе ответвлений или плохое соединение где-то в цепи, например, на проводе главного трансформатора.Поток рассеяния, воздействующий на бак (например, в трансформаторах Westinghouse серии 7M), может вызвать эти «горячие металлические газы». Иногда экран расшатывается, падает и теряет заземление. Затем может накапливаться статическое электричество и разряжаться на заземленную поверхность, образуя газы «горячего металла». Непреднамеренное заземление активной зоны с циркулирующими токами также может привести к образованию этих газов. Есть много других примеров.

    Обратите внимание, что оба типа неисправностей (тепловые и электрические) могут возникать одновременно, и одна из них может вызывать другую. В ассоциациях не упоминаются магнитные разломы; однако магнитные неисправности (такие как блуждающий магнитный поток, воздействующий на стальной резервуар или другие магнитные конструкции) также вызывают точки перегрева.

     

    Атмосферные газы

    Атмосферные газы (N2, CO2 и O2) могут оказаться очень полезными в DGA для выявления возможной утечки. Однако, как упоминалось в другом месте, есть и другие причины, по которым эти газы обнаруживаются в DGA. Азот может присутствовать при транспортировке трансформатора с азотом внутри или из азотной подушки.CO2 и O2 образуются при разложении целлюлозы. Будь очень осторожен; посмотрите на несколько DGA и посмотрите, увеличиваются ли атмосферные газы и, возможно, уровень влажности. Кроме того, внимательно осмотрите трансформатор, чтобы найти утечку масла. Влага и атмосферные газы будут просачиваться внутрь при выключенном трансформаторе и понижении температуры окружающей среды (см. раздел 6.1.11 о влаге).

    Программное обеспечение для измерения растворенных газов

    Несколько компаний предлагают компьютерное программное обеспечение DGA для диагностики проблем с трансформатором.Эти диагнозы должны использоваться с инженерной оценкой и никогда не должны приниматься за чистую монету. Программное обеспечение постоянно меняется. Центр технического обслуживания использует «Аналитик трансформаторного масла» (TOA) от Delta X Research, в котором используется комбинация нескольких современных методов DGA. Справку по анализу растворенного газа можно получить в TSC через группы D-8440 и D-8450. Обе группы имеют вышеуказанное программное обеспечение и опыт диагностики проблем с трансформаторами.

    Один из наборов правил, которые TOA использует для генерации аварийных сигналов, частично основан на IEC 60599 (таблица 10).Эти правила также очень полезны при ежедневном анализе растворенных газов, которые основаны на пределах L1 стандарта IEC 60599, за исключением ацетилена. IEC 60599 дает диапазон пределов L1 вместо конкретного значения. TOA использует среднее значение в этом диапазоне, а затем предупреждает пользователя, если скорость генерации превышает 10 % лимитов L1 в месяц. Исключением является ацетилен; IEEE устанавливает предел L1 в 35 частей на миллион (слишком высокий), а IEC устанавливает диапазон ацетилена от 3 до 50. TOA выбирает наименьшее число (3 части на миллион) и устанавливает аварийное значение скорости генерации на уровне 3 частей на миллион в месяц.Пределы L1 — это величины, при которых следует начать более внимательно следить за трансформатором (т. е. первый уровень беспокойства).

    Таблица 10 Пределы и частота генерации в месяц Пределы тревог

    ПРИМЕЧАНИЕ:

    Если один или несколько показателей выработки газа равны или превышают пределы G1 (10% пределов L1 в месяц), вам следует начать уделять больше внимания этому трансформатору. Сократите интервал между выборками АРГ, уменьшите нагрузку, запланируйте будущие отключения, свяжитесь с производителем и т. д.

    Если один или несколько уровней образования горючих газов равны или превышают пределы G2 (50 % пределов L1 в месяц), этот трансформатор следует рассматривать в критическом состоянии.Вы можете сократить интервалы между отборами проб до ежемесячных или еженедельных, запланировать отключение, запланировать восстановление или замену трансформатора и т. д. Если присутствует активная дуга (генерация C2h3) или если другие тепловые газы высоки (выше пределов условия 4 в таблица 8), и превышены пределы G2, трансформатор должен быть обесточен. Таблица 11 взята из IEC 60599 и содержит возможные неисправности и возможные выводы. Эта диаграмма не является исчерпывающей и должна использоваться с другой информацией. Дополнительные возможные неисправности перечислены на следующей и предыдущей страницах
    .

    Трансформаторы настолько сложны, что невозможно отразить все симптомы и причины в таблице. Несколько дополнительных проблем с трансформатором перечислены ниже; любой из них может выделять газы:

    1.  При нормальной работе и старении образуются газы, в основном h3 и CO, с небольшим количеством Ch5. Газ h3 легче всего производить, за исключением, возможно, CO. Образование h3 и других газов может быть вызвано частичным разрядом (коронным разрядом), острыми углами на разъемах нижней втулки, незакрепленным заземлением сердечника, влажным пятном на сердечнике из-за утечки прокладки сверху, незакрепленным экраном коронного разряда. на нижней части втулки, незакрепленном щитке переключателя ответвлений и т. д.h3 не очень стабилен при растворении в масле. Последовательные DGA могут показать изменения в
      количеств h3 и других нестабильных газов. Ацетилен — самый стабильный газ; изменение количества этого газа в восходящем направлении означает, что трансформатор имеет активное дуговое замыкание. Если колебания увеличиваются и уменьшаются в пределах чувствительности испытательного оборудования (раздел 6.1.9.4, таблица 14) в
      последовательных DGA, это просто изменение испытательного оборудования и персонала лаборатории.
    2. Работающие трансформаторы при длительной перегрузке выделяют горючие газы.
    3. Проблемы с системами охлаждения, описанные в разделах 3.3.1 и 3.4.5, могут вызвать перегрев.
    4. Забитый масляный канал внутри трансформатора может вызвать локальный перегрев с образованием газов.
    5. Незакрепленная перегородка направления масла внутри трансформатора приводит к неправильному направлению охлаждающего масла.
    6. Проблемы с циркуляционным масляным насосом (износ подшипников, ослабленное или изношенное рабочее колесо или работа насоса в обратном направлении) могут вызвать проблемы с охлаждением трансформатора.
    7. Уровень масла слишком низкий; это не будет очевидно, если индикатор уровня не работает.
    8. Шлам в трансформаторе и системе охлаждения (см. раздел 3.4.5.4).
    9. В активной зоне, конструкции и/или резервуаре могут возникать циркулирующие блуждающие токи.
    10. Непреднамеренное заземление жилы может вызвать нагрев, создавая путь для блуждающих токов.
    11. Горячая точка может быть вызвана плохим соединением проводов или плохим контактом в переключателе ответвлений.
    12. Горячая точка также может быть вызвана разрядами статических электрических зарядов, которые накапливаются на экранах или сердцевине и конструкциях и не заземлены должным образом.
    13. Горячие точки могут быть вызваны электрической дугой между обмотками и землей, между обмотками с разным потенциалом или в областях с разным потенциалом на одной и той же обмотке из-за износа или повреждения изоляции.
    14. Обмотки и изоляция могут быть повреждены замыканиями ниже по потоку (сквозными замыканиями), вызывающими большие броски тока через обмотки. Сквозные неисправности вызывают экстремальные магнитные и физические силы, которые могут деформировать и ослабить обмотки и клинья. Результатом может стать искрение в трансформаторе, начавшееся во время неисправности, или изоляция может быть ослаблена, и искрение возникнет позже.
    15. Изоляция также может быть повреждена скачком напряжения, например, ударом молнии поблизости, перенапряжением при переключении или несвоевременным замыканием, что может привести к немедленному или развивающемуся позже искрению.
    16. Изоляция может ухудшиться из-за возраста и износа. Зазоры и диэлектрическая прочность уменьшаются, что приводит к возникновению частичных разрядов и дугового разряда. Это также может снизить физическую прочность, позволяя клиньям и обмоткам сильно перемещаться во время сквозного замыкания, что приводит к полному механическому и электрическому отказу.
    17. Высокий уровень шума (гул из-за незакрепленных обмоток или расслоения сердечника) может привести к образованию газа из-за тепла от трения. Если возможно, сравните шум с родственными трансформаторами. Измерители уровня шума доступны в TSC для диагностического сравнения и установления базовых уровней шума для будущего сравнения.
    Таблица 11 – типы неисправностей

    Температура

    Скорость добычи газа увеличивается экспоненциально с температурой и напрямую с объемом масляной и бумажной изоляции при температуре, достаточно высокой для образования газов [12].Температура снижается по мере увеличения расстояния от места повреждения. Температура в центре разлома самая высокая, и нефть и бумага здесь будут выделять больше всего газа. По мере увеличения расстояния от разлома (горячей точки) температура падает, а скорость газообразования также снижается. Из-за объемного эффекта большой нагретый объем масла и бумаги будет производить такое же количество газа, как и меньший объем при более высокой температуре [12]. Мы не можем сказать разницу, глядя на DGA. Это одна из причин, по которой интерпретация DGA не является точной наукой.

    Смешивание газов

    Концентрация газов в непосредственной близости от активного разлома будет выше, чем в пробе нефти DGA. По мере увеличения расстояния от разлома концентрации газа уменьшаются. Равномерное перемешивание растворенных газов в общем объеме масла зависит от времени и циркуляции масла. При отсутствии насосов для прокачки масла через радиаторы полное смешивание газов в общем объеме масла происходит дольше. При перекачивании и нормальной загрузке полное равновесие смешения должно быть достигнуто в течение 24 часов и мало повлияет на DGA, если проба масла будет взята через 24 часа или более после возникновения проблемы.

    Газорастворимость

    Растворимость газов в масле зависит от температуры и давления [14]. Растворимость всех трансформаторных газов изменяется пропорционально давлению вверх и вниз. Изменение растворимости в зависимости от температуры гораздо сложнее. Растворимость водорода, азота, оксида углерода и кислорода увеличивается и уменьшается пропорционально температуре. Растворимости диоксида углерода, ацетилена, этилена и этана обратные и обратно пропорциональны изменениям температуры.С повышением температуры растворимость этих газов снижается; а при понижении температуры их растворимость увеличивается. Растворимость метана остается почти постоянной при изменении температуры.

    Таблица 12 точна только при стандартной температуре и давлении (STP), (0 ºC/32 ºF) и (14,7 фунтов на кв. дюйм/29,93 дюйма ртутного столба, что является стандартным барометрическим давлением на уровне моря). В таблице 12 показаны только относительные различия растворения газов в трансформаторном масле. Из приведенной ниже таблицы растворимости (таблица 12), сравнивая водород с растворимостью 7 % и ацетилен с растворимостью 400 %, можно увидеть, что трансформаторное масло обладает гораздо большей способностью растворять ацетилен.Однако 7% водорода по объему соответствует 70 000 частей на миллион, а 400% ацетилена соответствует 4 000 000 частей на миллион. Вероятно, вы никогда не увидите DGA с такими высокими значениями. Азот может достигать максимального уровня, если над маслом находится азотная подушка под давлением.

    В таблице 12 показано максимальное количество каждого газа, которое масло способно растворить при стандартной температуре и давлении. При таких уровнях масло считается насыщенным.

    Если у вас есть трансформаторы расширительного типа, а содержание азота, кислорода и CO2 увеличивается, есть большая вероятность того, что бак имеет утечку или что масло могло быть плохо обработано.Проверьте диафрагму или камеру на наличие утечек (раздел 4.9) и проверьте наличие маслянистых остатков вокруг устройства сброса давления и других закрытых отверстий. В трансформаторе с расширительным баком должно быть довольно мало азота и особенно мало кислорода. Однако, если трансформатор был отправлен новым с азотом под давлением внутри и не был должным образом дегазирован, в DGA может быть высокое содержание азота, но уровень азота не должен увеличиваться после того, как трансформатор проработал несколько лет. .Когда масло заливается в новый трансформатор, в баке создается вакуум, который вытягивает азот и втягивает масло.

    Трансформаторное масло

    свободно поглощает азот на границе масло/газ, и некоторое количество азота может быть захвачено обмотками, бумажной изоляцией и конструкцией. В этом случае содержание азота в DGA может быть довольно высоким. Однако кислорода должно быть очень мало, а азота не должно быть много. Важно взять пробу масла в начале срока службы трансформатора, чтобы установить базовый показатель DGA; затем брать пробы не реже одного раза в год.Азот и кислород можно сравнить с более ранними DGA. Если они увеличиваются, это хороший признак утечки. Если трансформаторное масло когда-либо подвергалось дегазации, в DGA должно быть мало азота и кислорода. Чрезвычайно важно вести точные записи на протяжении всего срока службы трансформатора; при возникновении проблемы записанная информация очень помогает в устранении неполадок.

    1 Обозначает горючий газ. Перегрев может быть вызван как высокими температурами, так и необычным или ненормальным электрическим напряжением.

    Диагностика неисправности трансформатора с использованием растворенного газа, анализа и треугольника Дюваля

     

    ОСТОРОЖНО:

    Не используйте треугольник Дюваля (рис. 49) для определения наличия проблем с трансформатором. Обратите внимание, что в треугольнике нет места для трансформатора, у которого нет проблемы. Треугольник покажет неисправность для каждого трансформатора независимо от того, имеет он неисправность или нет. Используйте приведенный выше метод IEEE или таблицу 13, чтобы определить, существует ли проблема, прежде чем наносить треугольник Дюваля. Треугольник Дюваля используется только для определения проблемы. Как и в случае с другими методами, для того, чтобы этот метод был действительным, должно уже присутствовать значительное количество газа (по крайней мере, пределы L1 и скорость образования G2 в таблице 13).

    Происхождение треугольника Дюваля – Мишель Дюваль из компании Hydro Quebec разработал этот метод в 1960-х годах, используя базу данных тысяч DGA и диагностику проблем с трансформаторами. Совсем недавно этот метод был включен в программное обеспечение Transformer Oil Analyst версии 4 (TOA 4), разработанное Delta X Research и используемое многими в коммунальной отрасли для диагностики проблем с трансформаторами.Этот метод доказал свою точность и надежность в течение многих лет и в настоящее время набирает популярность. Метод и способы его использования описаны ниже.

    Как пользоваться треугольником Дюваля

    1. Сначала определите, существует ли проблема, используя описанный выше метод IEEE® и/или приведенную ниже таблицу 13. По крайней мере, один из углеводородных газов или водород должен соответствовать IEEE® Condition 3 и увеличиваться со скоростью генерации (G2) из ​​таблицы 13, прежде чем проблема будет подтверждена. Чтобы использовать таблицу 13 без метода IEEE®, по крайней мере один из отдельных газов должен быть на уровне L1 или выше, а скорость образования газа должна быть не ниже G2.

    Пределы L1 и скорость образования газа из таблицы 13 более надежны, чем метод IEEE®; однако следует использовать оба метода, чтобы подтвердить наличие проблемы. Если наблюдается внезапное увеличение h3 только при наличии монооксида и диоксида углерода и небольшого количества углеводородных газов или их отсутствия, используйте раздел 6.1.10 (соотношение CO2/CO), чтобы определить, не разрушается ли целлюлозная изоляция в результате перегрева.

    2. Как только будет установлено, что проблема существует, используйте общее накопленное количество трех газов треугольника Дюваля и нанесите на треугольник проценты от общего количества, чтобы поставить диагноз. Пример показан ниже. Кроме того, подсчитайте количество трех газов, использованных в треугольнике Дюваля, образовавшихся с момента начала внезапного увеличения количества газа. Вычитание количества газа, образовавшегося до внезапного увеличения, даст количество газа, образовавшегося с момента возникновения неисправности. Подробные инструкции и пример приведены ниже.

    а. Возьмите количество (частей на миллион) метана в DGA и вычтите количество Ch5 из более раннего DGA до резкого увеличения содержания газа. Это даст количество метана, образовавшегося с момента возникновения проблемы.

    б. Повторите этот процесс для оставшихся двух газов, этилена и ацетилена.

    3. Сложите три числа (разности), полученные на шаге 2 выше. Это дает 100 % трех ключевых газов, образовавшихся после разлома, используемых в треугольнике Дюваля.

    4. Разделите разницу каждого отдельного газа на общую разницу газов, полученную на шаге 3 выше. Это дает процент увеличения каждого газа от общего увеличения.

    5. Нанесите процентное содержание каждого газа на треугольник Дюваля, начиная со стороны, указанной для данного конкретного газа.Нарисуйте линии поперек треугольника для каждого газа, параллельные штриховым меткам, показанным на каждой стороне треугольника. Пример показан ниже.

    Рис. 49. Треугольник Дюваля. Таблица 13. Ограничения и мощность генерации.

    В большинстве случаев ацетилен будет равен нулю, а результатом будет точка на правой стороне треугольника Дюваля.

    Сравните диагностику общего накопленного газа и диагностику, полученную с использованием только увеличения газов после неисправности.Если неисправность существует в течение некоторого времени или если скорость генерации высока, два диагноза будут одинаковыми. Если диагнозы не совпадают, всегда используйте диагноз увеличения количества газов, образующихся в результате неисправности, которая будет более серьезной из двух. См. приведенный ниже пример трансформатора регенерации, где диагностика по повышенному содержанию газа более серьезная, чем при использовании общего накопленного газа.

    Пример: Используя рисунок 50 и приведенную ниже информацию, были получены два диагноза трансформатора Reclamation.Первый диагноз (точка 1) был получен с использованием общего количества трех газов, используемых Треугольником Дюваля. Второй диагноз (точка 2) был получен с использованием только увеличения газов между двумя DGA. CO и CO2 используются для оценки целлюлозы.

    Таблица 50 – информация ниже

    Шаги для получения первого диагноза (точка 1) на треугольнике Дюваля (Рисунок 50)

    1. Использовать общий накопленный газ из DGA 2 = 369
    2. Разделите каждый газ на общее количество, чтобы найти процент каждого газа от общего количества.% Ch5 = 192/369 = 52 %, % C2h5 = 170/369 = 46 %, % C2h3 = 7/369 = 2 %
    3. Нарисуйте три линии через треугольник Дюваля, начиная с процентов, полученных на шаге 2. Эти линии должны быть проведены параллельно решетке на каждой соответствующей стороне. См. черные пунктирные линии на рис. 50 выше.
    4. Точка 1 получается там, где линии пересекаются в пределах диагностической области T2 треугольника, что указывает на тепловую неисправность между 300 и 700 °C. См. рис. 49, Условные обозначения, выше. Шаги для получения второго диагноза (точка 2) на треугольнике Дюваля (рис. 50)
    5. Использовать общее увеличение газа = 139.
    6. Разделите каждое увеличение газа на общее увеличение, чтобы найти процент каждого газа от общего:
      • % увеличение Ch5 = 50/139 = 36%
      • % увеличение C2h5 = 86/139 = 46%
      • % увеличение C2h3 = 3/139 = 2%
    7. Нарисуйте три линии через треугольник Дюваля, начиная с процентов, полученных на шаге 2. Эти линии должны быть проведены параллельно решетке на каждой соответствующей стороне. См. белые пунктирные линии на рис. 50 выше. Обратите внимание, что C2h3 оба раза составлял один и тот же процент (2%); и, следовательно, обе строки одинаковые
    8. Точка 2 получается там, где линии пересекаются в пределах диагностической области T3 треугольника, что указывает на тепловую неисправность, превышающую 700 °C.См. рис. 49, Условные обозначения, выше. Соотношение общего накопленного газа CO2/CO = 2,326/199 = 11,7. Соотношение увеличения CO2/CO = 1317/23 = 57. Ни одно из этих соотношений не является достаточно низким, чтобы вызывать беспокойство. Это показывает, что тепловая неисправность не находится достаточно близко к целлюлозной изоляции, чтобы вызвать тепловое разрушение изоляции. Большое увеличение содержания CO2 может означать утечку в атмосферу.

    ПРИМЕЧАНИЕ:

    1. Точка 2 является более серьезным диагнозом, полученным с использованием увеличения количества газа, а не общего количества скопившегося газа.Полезно использовать оба метода в качестве проверки; много раз оба диагноза будут одинаковыми.
    2. CO и CO2 включены, чтобы показать, что неисправность не связана с серьезным разрушением целлюлозной изоляции. См. раздел 6.1.10 для объяснения отношения CO2/CO.

    Неисправность, вероятно, связана с плохим контактом на дне втулки, плохим контактом или соединением в устройстве РПН или проблемой с заземлением жилы. Эти проблемы, вероятно, все поправимы в полевых условиях. Любая из этих проблем может привести к результатам, выявленным вышеприведенной диагностикой треугольника Дюваля.Это области, где неисправность не приведет к ухудшению целлюлозной изоляции, что приведет к тому, что соотношение CO2/CO будет намного ниже, чем было получено. Информацию о возможной ошибке
    см. в разделе 6.1.10.

    Необходимы специалисты – Следует проконсультироваться со специалистом по трансформаторам, если ряд анализов DGA свидетельствует о проблематичной тенденции. Следует проконсультироваться с производителем трансформатора, а также с персоналом лаборатории DGA и другими лицами, имеющими опыт обслуживания и диагностики трансформаторов.Никогда не ставьте диагноз на основании одного DGA; с образцом могли неправильно обращаться или неправильно маркировать либо в полевых условиях, либо в лаборатории.

    Метод коэффициента Роджерса DGA – Метод коэффициента Роджерса DGA [19] является дополнительным инструментом, который можно использовать для изучения растворенных газов в трансформаторном масле. Метод коэффициента Роджерса сравнивает количества различных ключевых газов путем деления одного на другой. Это дает отношение количества одного ключевого газа к другому. Глядя на Диаграмму образования газа (рис. 48), вы можете видеть, что при определенных температурах один газ будет генерироваться больше, чем другой.Роджерс использовал эти отношения и определил, что если существует определенное соотношение, то достигается определенная температура.

    Сравнивая большое количество трансформаторов с аналогичным газовым коэффициентом и данные, собранные при осмотре трансформаторов, Роджерс затем мог сказать, что в них присутствуют определенные неисправности. Как и приведенный выше ключевой анализ газа, этот метод не является «надежным», а является лишь дополнительным инструментом для анализа проблем с трансформатором.

    Метод коэффициента Роджерса

    , использующий соотношения газов по трем ключам, основан на более ранней работе Доернебурга, который использовал соотношения газов по пяти ключам. Методы соотношения действительны только в том случае, если присутствует значительное количество газов, используемых в соотношении. Хорошее правило: никогда не принимайте решение, основываясь только на соотношении, если любой из двух газов, используемых в соотношении, менее чем в 10 раз превышает количество, которое может обнаружить газовый хроматограф [13]. Это правило гарантирует, что погрешности прибора мало повлияют на коэффициенты. Если какой-либо из газов ниже предела обнаружения более чем в 10 раз, скорее всего, у вас нет конкретной проблемы, которую представляет это соотношение.

    Если газы не превышают эти пределы как минимум в 10 раз, это не означает, что вы не можете использовать коэффициенты Роджерса; это означает, что результаты не так точны, как если бы газы были хотя бы на этих уровнях.

    Это еще одно напоминание о том, что DGA не является точной наукой и не существует «одного наилучшего и простого способа» для анализа проблем с трансформаторами. Ниже приведены приблизительные пределы обнаружения в зависимости от лаборатории и оборудования (таблица 14).

    Когда внутри трансформатора возникает неисправность, нет проблем с минимальным количеством газа, при котором коэффициент действителен.Газа будет более чем достаточно.

    Если трансформатор некоторое время работал нормально, а АРГ показывает внезапное увеличение количества газа, сначала возьмите вторую пробу, чтобы убедиться в наличии проблемы. Если следующий DGA показывает, что газы больше соответствуют предыдущим DGA, предыдущая проба масла была загрязнена, и больше нет причин для беспокойства. Если второй образец также показывает увеличение содержания газов, проблема реальна.

    Чтобы применить методы отношения, вычтите газы, которые присутствовали до внезапного увеличения газа.Это удаляет газы, которые ранее образовывались из-за нормального старения и предыдущих проблем. Это особенно верно для соотношений с использованием h3 и целлюлозных изоляционных газов CO и CO2 [13], которые образуются при нормальном старении. Метод коэффициента Роджерса использует следующие три соотношения.
    C2h3/C2h5, Ch5/h3, C2h5/C2H6 Эти отношения и результирующие признаки отказов основаны на большом количестве DGA и отказов трансформатора, а также на том, что было обнаружено после отказов.

    Существуют и другие методы соотношения, но будет обсуждаться только метод отношения Роджерса, так как он наиболее часто используется.Описание метода взято из оригинальной статьи Роджерса [19] и из IEC 60599 [13].

    Этилен и этан иногда называют «горячими металлическими газами». Обратите внимание, что эта неисправность не связана с бумажной изоляцией, потому что содержание CO очень низкое. h3 и C2h3 оба менее чем в 10 раз превышают предел обнаружения. Это означает, что диагноз не имеет 100% достоверности. Однако из-за высокого содержания этилена неисправность, вероятно, заключается в плохом соединении, когда входящий провод прикручен к проводу обмотки, возможно, в плохих контактах переключателя ответвлений или в дополнительном заземлении сердечника (большие циркулирующие токи в баке и сердечнике). См. две нижние задачи в таблице 16 (далее в этой главе). Этот пример был выбран для того, чтобы показать трансформатор, который не является «чистым» диагнозом. Всегда требуется инженерная оценка.

    ОСТОРОЖНО:

    Метод коэффициента Роджерса предназначен для анализа неисправностей, а не для их обнаружения. Вы, должно быть, уже решили, что у вас проблема из-за общего количества газа (используя ограничения IEEE) или из-за увеличения скорости генерации газа. Коэффициенты Роджерса только дадут вам представление о том, в чем заключается проблема; он не может сказать вам, есть ли у вас проблема.Если вы уже подозреваете проблему, основываясь на общем уровне горючего газа или повышенной скорости генерации, то обычно у вас уже будет достаточно газа для работы этого метода. Хорошей системой для определения того, есть ли у вас проблема, является использование таблицы 9 метода ключевого газа.

    Если два или более ключевых газа находятся в состоянии 2, а выработка газа составляет не менее 10 % в месяц от лимита L1, у вас проблема. Кроме того, чтобы диагноз был достоверным, газы, используемые в соотношениях, должны как минимум в 10 раз превышать пределы обнаружения, указанные ранее.Чем больше у вас газа, тем больше вероятность того, что метод коэффициента Роджерса поставит правильный диагноз. Обратное также верно; чем меньше у вас газов, тем меньше вероятность того, что диагноз будет достоверным. Если газ, используемый в знаменателе любого отношения, равен нулю или показан в DGA как не обнаруженный, используйте предел обнаружения этого конкретного газа в качестве знаменателя. Это дает разумное соотношение для использования в диагностической таблице Таблица 15. Нулевые коды означают, что у вас нет проблем в этой области.

    Таблица 15 Рационы Роджерса для основных газов

    Примечания:

    1. Отношение C2h3 /C2h5 будет иметь тенденцию к увеличению с 0.1 выше 3, а отношение C2h5/C2H6 возрастет от 1-3 до 3 выше по мере увеличения интенсивности искры. Тогда код на начальном этапе будет 1 0 1.
    2. Эти газы образуются главным образом в результате разложения целлюлозы, что объясняет наличие нулей в этом коде.
    3. На это состояние неисправности обычно указывает увеличение концентрации газа. Ch5 /h3 обычно около 1; фактическое значение выше или ниже 1 зависит от многих факторов, таких как система консервации масла (расширитель, подушка N2 и т. д.), температура масла и качество масла.
    4. Увеличение значений C2h3 (более чем следовые количества) обычно указывает на горячую точку выше 700 °C. Обычно это указывает на искрение в трансформаторе. Если ацетилен увеличивается, и особенно если увеличивается мощность генерации, трансформатор должен быть обесточен; дальнейшая эксплуатация крайне опасна.

    Общие замечания:

    1. Значения, указанные для соотношений, следует рассматривать как типичные (не абсолютные).Это означает, что передаточные числа не «высечены в камне»; могут быть трансформаторы с такими же проблемами, передаточные числа которых выходят за пределы передаточных чисел, указанных в верхней части таблицы.
    2. В поле могут встречаться комбинации коэффициентов, не включенных в приведенные выше коды. Если это произойдет, метод коэффициента Роджерса не будет работать для анализа этих случаев.
    3. Трансформаторы с переключателями ответвлений под нагрузкой могут указывать на неисправности типа кода 2 0 2 или 1 0 2 в зависимости от объема обмена масла между баком переключателя ответвлений и основным баком.

    Обратите внимание, что метан увеличивается медленно, но этан значительно увеличился между образцами 1 и 2, но не увеличился между образцами 2 и 3. Обратите внимание, что два ключевых газа (Ch3 и C2H6) находятся выше условия 1 IEEE в таблице 9, поэтому действителен метод коэффициента Роджерса. Согласно таблице 15, эта комбинация кодов относится к случаю 6, что указывает на тепловую неисправность трансформатора в диапазоне температур от 150 ºC до 300 ºC.

    История жизни трансформатора должна быть тщательно изучена.Опять же, очень важно вести точный учет каждого трансформатора.

    Эта информация бесценна, когда возникает необходимость провести оценку.

    Трансформатор в этом примере является одним из трех родственных трансформаторов, в которых установлено усиленное охлаждение и которые работают с более высокими нагрузками из-за модернизации генератора несколько лет назад. Уровень шума трансформатора (гул) заметно выше, чем у двух родственных трансформаторов. Выключатель блока несколько лет назад вышел из строя, что привело к высоким механическим нагрузкам на трансформатор.Обычно это означает незакрепленные обмотки, которые могут выделять газ из-за трения (называемого тепловым сбоем) по коэффициентам Роджерса.

    Сравнение с родственными установками показывает, что этан почти втрое выше, чем у двух других, и это выше условия 4 IEEE. Газы увеличиваются медленно; не было резкого увеличения темпов добычи горючего газа. Обратите внимание на большое увеличение содержания O2 и N2 между первым и вторым DGA и значительное уменьшение между вторым и третьим. Это указывает на то, что образец масла подвергался воздействию воздуха (атмосферы) и что эти два газа неточны в среднем образце.

    Соотношение двуокиси углерода/моноксида углерода

    Это соотношение не включено в метод анализа коэффициента Роджерса. Однако полезно определить, влияет ли неисправность на целлюлозную изоляцию. Это соотношение включено в программы анализа трансформаторного масла, такие как Delta X Research Transformer Oil Analyst. Этот анализ можно получить в TSC в D-8440 и D-8450 в Денвере.

    Образование CO2 и CO в результате разложения бумаги, пропитанной маслом, быстро увеличивается с повышением температуры.Рассчитайте нормальное рабочее соотношение CO2/CO на каждом DGA, исходя из общего накопленного количества обоих газов. Посмотрите на несколько DGA, концентрирующих CO2 и CO. Опыт показывает, что при нормальной нагрузке и температуре скорость образования CO2 в 7-20 раз выше, чем CO. При соотношении CO2/CO выше 7 проблем не возникает. Для некоторых трансформаторов соотношение CO2 в 5 раз больше, чем CO2, может считаться нормальным. Тем не менее, будьте осторожны с соотношением ниже 7. Если h3, Ch5 и C2H6 значительно увеличиваются, а также CO и соотношение равно 5 или меньше, вероятно, есть проблема.Потратьте время, чтобы узнать конкретный трансформатор, тщательно проверив все предыдущие DGA и установив нормальное рабочее отношение CO2 к CO.

    ОСТОРОЖНО:

    После предполагаемой проблемы (значительное увеличение количества CO) соотношение должно быть основано на образовании газа как CO2, так и CO между последовательными DGA, а не на накопленных общих уровнях CO2 и CO.

    Если подозревается проблема, немедленно возьмите еще одну пробу DGA, чтобы подтвердить проблему.Возьмите количество CO2, образовавшееся между DGA, и разделите его на количество CO, образовавшееся в то же время, чтобы установить соотношение. Отличным признаком аномально высоких температур и быстрого износа целлюлозной изоляции является соотношение CO2/CO ниже 5. Если соотношение равно 3 или ниже, безусловно, имеет место сильное и быстрое разрушение целлюлозы. В дополнение к DGA, выполните тест Furans, описанный в следующем разделе 7.6.

    Экстремальный перегрев из-за потери охлаждения или закупорки масляных каналов приведет к соотношению CO2/CO около 2 или 3 наряду с увеличением количества фуранов.Если это обнаружено, рекомендуется обесточить и провести внутреннюю проверку; трансформатор находится в непосредственной опасности отказа.

    Таблица 16 адаптирована из IEC 60599, Приложение A.1.1 [13]. Некоторые формулировки были изменены, чтобы отразить использование американского языка, а не европейского.

    Таблица 16 – Типичные неисправности силовых трансформаторов

    Примечания:

    1. X Воскообразование происходит из парафиновых масел (на основе парафина). В настоящее время они не используются в трансформаторах в Соединенных Штатах, но преобладают в Европе.
    2. В последней проблеме перегрева в таблице указано «более 700 °C». Недавние лабораторные открытия показали, что ацетилен может образовываться в следовых количествах при 500 °C, что не отражено в этой таблице. У нас есть несколько трансформаторов со следами ацетилена, которые, вероятно, не являются активным дуговым разрядом, а являются результатом высокотемпературных тепловых повреждений, как в примере. Это также может быть результатом одной дуги из-за близкого удара молнии или скачка напряжения.
    3. Плохое соединение в нижней части втулки можно подтвердить, сравнив инфракрасные снимки верхней части втулки с родственной втулкой.При нагрузке тепло от плохого соединения в нижней части будет мигрировать в верхнюю часть ввода, где будет заметно более высокая температура. Если верхнее соединение проверено и найдено затянутым, проблема, вероятно, заключается в плохом соединении в нижней части проходного изолятора.

    Проблемы с влажностью

    Влага, особенно в присутствии кислорода, чрезвычайно опасна для изоляции трансформатора. Недавние исследования EPRI показывают, что уровень кислорода выше 2000 частей на миллион, растворенный в трансформаторном масле, является чрезвычайно разрушительным.Каждый результат испытаний DGA и Doble следует тщательно изучить, чтобы увидеть, увеличивается ли содержание воды, и определить влажность по сухому весу (M/DW) или процент насыщения бумажной изоляции. Когда будет достигнуто 2% M/DW, запланируйте высыхание.

    Никогда не допускайте превышения M/DW 2,5% в бумаге или 30% насыщения маслом без высыхания трансформатора. Каждый раз, когда влажность в трансформаторе удваивается, срок службы изоляции сокращается вдвое. Имейте в виду, что срок службы трансформатора — это срок службы бумаги, а назначение бумаги — не допускать проникновения влаги и кислорода.Для старых трансформаторов с номинальным напряжением менее 69 кВ приемлемыми считаются результаты до 35 ppm при 60 °C.

    Для напряжения от 69 кВ до 230 кВ приемлемым считается результат теста DGA 20 ppm при 60 °C. Для напряжения более 230 кВ влажность никогда не должна превышать 12 частей на миллион при 60 °C. Однако использование абсолютных значений для воды не всегда гарантирует безопасные условия, и следует определять процентное содержание по сухому весу. См. таблицу 19 «Двойные предельные значения для эксплуатационных масел» в разделе 7.6. Если значения выше, масло следует переработать.Если трансформатор будет содержаться как можно более сухим и свободным от кислорода, срок службы трансформатора будет продлен.

    Reclamation указывает, что производители просушивают новые трансформаторы до содержания не более 0,5% M/DW во время ввода в эксплуатацию. Это означает, что трансформатор с 10 000 фунтов бумажной изоляции содержит 10 000 x 0,005 = 50 фунтов воды (около 6 галлонов) в бумаге. Этого количества влаги недостаточно, чтобы нарушить электрическую целостность. Когда трансформатор новый, эта вода равномерно распределяется по трансформатору.Крайне важно удалить как можно больше воды.

    При включении трансформатора вода начинает мигрировать в самую холодную часть трансформатора и место наибольшего электрического напряжения. Обычно это место изоляции в нижней трети обмотки [6]. Бумажная изоляция имеет гораздо большее сродство к воде, чем масло. Вода будет распределяться неравномерно, в бумаге будет гораздо больше воды, чем в масле. Бумага частично высушивает масло, поглощая воду из масла.Температура также является важным фактором в том, как вода распределяется между маслом и бумагой. См. Таблицу 17 ниже для сравнения.

    Таблица 17 – Распределение воды в масле и бумаге

    Таблица 17 показывает огромную привлекательность бумажной изоляции для воды и то, как вода изменяется в бумаге в зависимости от температуры. Содержание воды в масле, указанное в DGA, составляет лишь небольшую часть воды в трансформаторе. При взятии пробы масла важно записать температуру масла по показаниям верхнего указателя температуры масла.

    Некоторые лаборатории указывают процент M/DW изоляции в DGA; другие дают процент насыщения нефти, а некоторые дают только часть воды в нефти в млн-1. Если у вас есть точные данные о температуре масла и ppm воды, номограмма (рисунок 55, раздел 6. 1.11.2) покажет процент M/DW изоляции и процент насыщения маслом.

    Откуда берется вода? Влага может находиться в изоляции при ее поставке с завода. Если трансформатор открыть для осмотра, изоляция может впитать влагу из атмосферы.Если есть утечка, влага может попасть в виде воды или влажности воздуха. Влага также образуется в результате разрушения изоляции по мере старения трансформатора. В большинстве случаев проникновение воды связано с потоком влажного воздуха или дождевой воды через плохие уплотнения прокладок из-за разницы давлений, вызванной охлаждением трансформатора.

    Если трансформатор выводится из эксплуатации во время дождя или снега, некоторые конструкции трансформатора быстро охлаждаются, и давление внутри падает. Наиболее распространенными местами проникновения влаги являются прокладки между днищами вводов и верхней частью трансформатора и прокладка устройства сброса давления
    .Небольшие утечки масла, особенно в трубопроводе охлаждения масла, также могут привести к проникновению влаги. При быстром охлаждении и связанном с этим падении давления в трансформатор за короткое время может быть закачано относительно большое количество воды и водяного пара. Важно устранять небольшие утечки масла; небольшое количество видимого масла само по себе не важно, но оно указывает место, куда будет поступать влага [23].

    Для продления срока службы крайне важно содержать трансформаторы как можно более сухими и свободными от кислорода.Влага и кислород приводят к тому, что бумажная изоляция разлагается намного быстрее, чем обычно, и образуют кислоты, шлам и большее количество влаги. Шлам оседает на обмотках и внутри конструкции, вызывая менее эффективное охлаждение трансформатора, что позволяет температуре медленно повышаться в течение определенного периода времени. (Это обсуждалось ранее в разделе 3.4.5.4). Кислоты вызывают увеличение скорости разложения, что приводит к более быстрому образованию кислоты, шлама и влаги [21].

    Это порочный круг увеличения скорости образования большего количества кислоты и дальнейшего разложения. Ответ заключается в том, чтобы трансформатор оставался как можно более сухим и свободным от кислорода. Кроме того, при тестировании DGA следует наблюдать за ингибитором кислорода. Трансформаторное масло необходимо высушить, когда влажность достигнет значений, указанных в таблице 19 (далее в этом документе). Ингибитор (ди-трет-бутилпаракрезол [DBPC]) следует добавлять (0,3% по весу, ASTM D-3787) при обработке масла (см. раздел 7.3).

    Вода может существовать в трансформаторе в пяти формах:

    1. Свободная вода на дне бака.
    2. Лед на дне резервуара (если удельный вес масла больше 0,9, лед может плавать).
    3. Вода может быть в форме водно-масляной эмульсии.
    4. Вода может быть растворена в масле и указывается в частях на миллион в DGA.
    5. Вода может быть в форме влаги, если трансформаторы имеют защитный слой из инертного газа.

    Свободная вода не вызывает проблем с диэлектрической прочностью масла; однако его следует слить как можно скорее. Наличие границы раздела вода-масло позволяет маслу растворять воду и транспортировать ее к изоляции.

    Проблемы с влагой в изоляции обсуждались выше. Если трансформатор не работает зимой, вода может замерзнуть. Если удельный вес нефти больше 0,9 (удельный вес льда), лед будет плавать. Это может привести к отказу трансформатора, если трансформатор находится под напряжением с плавающим льдом внутри. Это одна из причин, по которой лаборатории DGA проверяют удельный вес трансформаторного масла.

    Количество влаги, которое может быть растворено в масле, увеличивается с температурой (см. рис. 51).Вот почему горячее масло используется для сушки трансформатора. Эмульсия вода/масло может быть образована путем очистки масла при слишком высокой температуре. При охлаждении масла растворенная влага образует эмульсию [21]. Эмульсия вода/масло вызывает резкое снижение диэлектрической прочности.

    Сколько влаги в изоляции слишком много? Когда изоляция достигает 2,5 % M/DW или 30 % маслонасыщенности (данные для некоторых DGA), трансформатор должен осушаться вакуумом, если бак рассчитан на вакуум. Если трансформатор старый, вакуум может принести больше вреда, чем пользы.В этом случае лучше сделать круглосуточную рециркуляцию с баузером, максимально просушивающим масло, которое будет вытягивать воду из бумаги. При 2,5% M/DW бумажная изоляция разрушается намного быстрее, чем обычно [6]. По мере разложения бумаги из продуктов распада образуется больше воды, а трансформатор становится еще более влажным и разлагается еще быстрее. Когда трансформатор превысит 4% M/DW, существует опасность перекрытия, если температура поднимется до 90 ºC.

    Рис.51 – Максимальное количество воды, растворенной в минеральном масле, в зависимости от температуры

    Растворенная влага в трансформаторном масле – Влага измеряется при анализе растворенного газа в частях на миллион.Некоторые лаборатории также дают процентное насыщение, то есть процентное насыщение масла водой. Это процент того, сколько воды содержится в масле, по сравнению с максимальным количеством воды, которое масло может удерживать. На рисунке 51 видно, что количество воды, которое может растворить масло, сильно зависит от температуры. Кривые ниже (рисунок 52) представляют собой кривые процентного насыщения. В левой строке найдите ppm воды из вашего DGA. От этой точки проведите горизонталь с прямым краем. От температуры масла проведите вертикальную линию.

    В точке пересечения линий прочтите кривую процентного насыщения. Если точка находится между двумя кривыми насыщения, оцените процент насыщения в зависимости от того, где расположена точка. Например, если концентрация воды 30 частей на миллион, а температура равна 40 ºC, вы можете видеть на кривых, что эта точка пересечения находится примерно посередине между кривой 20% и кривой 30%. Это означает, что масло насыщено примерно на 25%. Кривые, показанные на рисунке 52, взяты из IEEE 62-1995 [20].

    Рисунок 52 – Кривые процентного насыщения трансформаторного масла

    ВНИМАНИЕ:

    Ниже 30 °C кривые не очень точны.

    Влага в изоляции трансформатора.

    На рис. 53 показано, как влага распределяется по изоляции трансформатора. Обратите внимание, что влажность распределяется в соответствии с температурой: большая часть влаги находится внизу и меньше влаги по мере повышения температуры вверх. Этот пример показывает почти вдвое большую влажность внизу, чем вверху.Большинство старых трансформаторов выходят из строя в нижней трети обмоток, которая является областью наибольшей влажности. Область наибольшей влажности также является областью наибольшего электрического напряжения.

    Влага и кислород — два злейших врага трансформатора. Очень важно, чтобы изоляция и масло были как можно более сухими и свободными от кислорода. Отказы из-за влаги являются наиболее частой причиной отказов трансформаторов [6]. Без точной температуры масла лаборатории не могут предоставить точную информацию о M/DW или процентном насыщении.Вы также не сможете точно рассчитать эту информацию.

    Рисунок 53 – Распределение воды в изоляции трансформатора

    Эксперты расходятся во мнениях относительно того, как определить количество влаги в изоляции на основе количества влаги в масле (частей на миллион). В лучшем случае методы определения влаги в изоляции, основанные исключительно на DGA, являются неточными.

    Методы изоляции

    Обсуждаемые ниже методы определения уровня влажности в изоляции являются оценочными, и решение не должно приниматься на основе одного DGA.Однако имейте в виду, что срок службы трансформатора равен сроку службы изоляции. Изоляция быстро разрушается из-за избыточной влаги и присутствия кислорода. Основывайте любые решения на нескольких DGA за определенный период времени и определяйте тенденцию к увеличению влажности.

    Если лаборатория не предоставляет процент M/DW, IEEE 62-1995 [20] дает метод. По кривой (рисунок 54) найдите температуру нижней пробы масла и прибавьте 5 ºC. Не используйте максимальную температуру масла. Это оценивает температуру нижней трети (самой холодной части) обмотки, где находится большая часть воды.

    Рисунок 54 – Множитель Майерса в сравнении с температурой

    От этой температуры двигайтесь вертикально вверх к кривой. От этой точки на кривой двигайтесь горизонтально влево и найдите число Майерса Множитель. Возьмите это число и умножьте на количество частей на миллион воды, показанное на DGA. Результатом является процент M/DW в верхней части изоляции. Этот метод дает меньшее количество воды, чем номограмма General Electric (рис. 55).

    Эта номограмма, опубликованная General Electric в 1974 г., дает процент насыщения маслом и процент M/DW изоляции.Используйте номограмму, чтобы проверить себя после того, как вы выполнили метод, показанный на рисунке 54. Номограмма на рисунке 55 покажет больше влаги, чем метод IEEE.

    Взаимосвязь между температурой

    Кривые на рис. 55 помогают понять взаимосвязь между температурой, процентом насыщения масла и процентом M/DW изоляции. Например, выберите точку на линии воды ppm (10 ppm). Поместите линейку в эту точку и выберите точку на линии температуры
    (45 ºC).Прочтите процент насыщения и процент M/DW на осевых линиях. В этом примере процентное насыщение составляет около 6,5%, а % M/DW составляет около 1,5%. Теперь, удерживая точку 10 ppm, измените температуру образца вверх (холоднее) и обратите внимание, как быстро увеличиваются значения влажности.

    Например, используйте 20 ºC и считывайте процент насыщения масла примерно как 18,5% и % M/DW примерно как 3,75%. Чем холоднее масло, тем выше процент влажности при той же части воды в масле.

    Рисунок 55 – Содержание воды в бумаге
    Трансформаторное масло Номограмма

    Не принимать решение о высыхании на основании только одного DGA и одного расчета; она должна основываться на тенденциях за определенный период времени.Возьмите дополнительные образцы и отправьте их на анализ. Будьте особенно внимательны, чтобы убедиться, что температура масла правильная. Из номограммы видно, что содержание влаги резко меняется в зависимости от температуры.

    Будьте особенно осторожны, чтобы образец не подвергался воздействию воздуха. После использования более консервативного метода IEEE, если последующие образцы снова показывают, что M/DW составляет 2,5 % или более, а масло насыщено на 30 % или более, трансформатор следует высушить как можно скорее. Проверьте номограмму и кривые выше, чтобы определить процентное насыщение масла.Изоляция разрушается намного быстрее, чем обычно, из-за высокого содержания влаги. Сушка может быть дорогостоящим процессом; благоразумно проконсультироваться с другими, прежде чем принимать окончательное решение о проведении сушки. Однако гораздо дешевле выполнить высыхание, чем позволить трансформатору разлагаться быстрее, чем обычно, что существенно сокращает срок службы трансформатора.

    Почему необходимо очищать трансформаторное масло

    Обеспечивая хорошие условия эксплуатации трансформаторов, масло трансформаторное принимает на себя воздействие негативных факторов: высокой температуры, больших нагрузок, окисления, критических нагрузок и т.д.Этим и объясняется разница между обслуживанием масла и трансформатора. Трансформатор может работать без обслуживания до 10-15 лет, при этом масло требует обработки через год, а полная регенерация через 4-5 лет. Для решения этих проблем целесообразно использовать установки ШМ компании GlobeCore. Установка СММ-Р подключается непосредственно к трансформатору и восстанавливает свойства масла, не сливая его из бака. В этом случае трансформатор может оставаться в сети и в автономном режиме

    Силовые трансформаторы

    Срок службы трансформаторного масла может быть продлен следующими мерами:

    1) исключить контакт масла с кислородом, установив специальные расширители с фильтрами;

    2) максимально уменьшить перегрев масла;

    3) регулярная очистка от шлама и воды;

    4) снизить содержание кислоты за счет использования процессов непрерывной фильтрации;

    5) добавить в масло антиоксидант.

    Компания Глобеккор

    Оборудование

    GlobeCore максимально эффективно очищает и регенерирует трансформаторное масло . за счет комбинации термовакуумной обработки, многоступенчатой ​​фильтрации и адсорбционной очистки. Последний этап очень важен, так как удаляет из масла кислотные компоненты и продукты старения для полного восстановления свойств масла.

    Адсорбенты

    выполняют полную очистку масла, удаляя эти примеси. После такой обработки масло пригодно для дальнейшего использования в силовых трансформаторах и масляных выключателях.

    Руководствуясь современными требованиями по очистке и регенерации трансформаторного масла, GlobeCore производит оборудование в различных исполнениях: передвижное (на колесах, прицепе, катках), стационарное, взрывозащищенное, теплоизолированное и др. Все агрегаты оснащены современными датчиками и система управления переработкой трансформаторного масла.

    Анализ трансформаторного масла

    Анализ трансформаторного масла

    ВВЕДЕНИЕ

    Трансформаторное масло или изоляционное масло представляет собой минеральное или силиконовое масло высокой степени очистки, стабильное при высоких температурах и обладающее превосходными электроизоляционные свойства.Используется в маслонаполненных трансформаторах, некоторых типах высоковольтных конденсаторов, балласты люминесцентных ламп и некоторые типы высоковольтных выключателей и автоматических выключателей. Его функции заключаются в изоляции,
    подавлении коронного разряда и дугового разряда, а также в качестве охлаждающей жидкости.

    Безотказная работа силовых трансформаторов является фактором важнейшего экономического значения и безопасности в энергоснабжающих организациях и промышленных потребителях электроэнергии. В нынешних экономических условиях Промышленность/Коммунальные предприятия ужесточают контроль над капитальными расходами и сокращают техническое обслуживание, повышенное внимание уделяется надежности существующего электроснабжения.Время простоя в большом почете. Часто нагрузка на имеющиеся агрегаты увеличивается, так как это откладывает приобретение дополнительных мощностей завода. Таким образом, увеличивается нагрузка на трансформатор. Для обеспечения надежности необходимо контролировать общее суммарное воздействие термических, электрических и механических нагрузок, вызванных увеличением срока службы. Регулярный отбор проб и тестирование изоляционного масла, взятого из трансформаторов, является ценным методом в программе профилактического обслуживания. Если принять упреждающий подход в зависимости от состояния трансформаторного масла, срок службы трансформатора может быть продлен.

    Ниже приведены некоторые из наиболее важных аналитических тестов, проведенных на образцах трансформаторного масла:

    Анализ растворенных газов (DGA)
    Кислотность
    Электрическая прочность
    Оценка волокна
    Цвет
    Содержание воды
    Анализ полихлорбифенила (ПХБ)
    Анализ фурфуральдегида
    Металл in Oil Analysis
    Межфазное натяжение
    Коэффициент диэлектрических потерь
    Удельное сопротивление

    Комбинация этих тестов выбирается в зависимости от требований.

    Пример:

    Трансформатор 11 кВ может включать следующие тесты: DGA и фурфуральдегид.
    Для старых трансформаторов, т. е. 1970-х годов, может потребоваться дополнительный анализ полихлорбифенила (ПХБ)

     

    Анализ растворенных газов – DGA

    Анализ растворенных газов

    широко известен как наиболее надежный инструмент для раннего обнаружения зарождающихся неисправностей в трансформаторах и избирателях ответвлений. Углеводородные (минеральные) масла и силиконы используются в качестве изоляционных жидкостей в трансформаторах из-за их высокой диэлектрической прочности, свойств теплопередачи и химической стабильности.В нормальных условиях эксплуатации происходит очень незначительное разложение диэлектрической жидкости. Однако при возникновении теплового или электрического повреждения жидкий диэлектрик и твердая изоляция частично разлагаются. Газы разложения с низким молекулярным весом включают водород, метан, этан, этан, цетилен, монооксид углерода и диоксид углерода. Эти аварийные газы растворимы в диэлектрической жидкости. Анализ количества каждого из аварийных газов, присутствующих в жидкости, позволяет идентифицировать процессы неисправности, такие как коронный разряд, искрение, перегрев и искрение.

    Кислотность

    Уровень кислотности трансформаторного масла измеряется в соответствии со стандартом BS2000 Part1:1982 (также IP 1/74, метод A).

    Высокая кислотность ускоряет разрушение бумажной изоляции и вызывает коррозию стальных резервуаров. Служба анализа масла обычно предлагает заменить масло, когда кислотность приближается к 0,3 мг КОН/г, но выражает беспокойство, когда она достигает 0,1 мг КОН/г. Считается, что кислотность увеличивается экспоненциально со временем.

    Диэлектрическая прочность

    Мера способности изоляционной жидкости выдерживать электрическое напряжение (напряжение) без разрушения.Жидкости с высокой диэлектрической прочностью (обычно выражаемой в вольтах или киловольтах) являются хорошими электрическими изоляторами.

    Оценка волокна

    Оценка содержания волокон в образце масла производится путем пропускания через масло поляризованного света, который ясно показывает волокна и любой осадок, присутствующий в масле. Волокна классифицируются как длинные (более 5 мм), средние (от 2 до 5 мм) или короткие (менее 2 мм), а количество присутствующих волокон классифицируется как небольшое (от 1 до 5) или много (более 10). . Осадок классифицируется как легкий, средний или тяжелый.

    Присутствие волокон в образце масла, особенно в сочетании с высоким содержанием воды, может привести к плохому измерению диэлектрической прочности. Это связано с тем, что влажные волокна втягиваются в электрическое поле и вызывают искрение.

    Волокна (и влага) могут быть легко обнаружены во время отбора проб, поэтому важно обеспечить правильность отбора проб. Следуя рекомендованной нами методике отбора проб, проба масла будет более репрезентативной для общего объема масла в трансформаторе, а результаты испытаний будут более надежными.Мы можем поставить устройства для отбора проб, чтобы обеспечить репрезентативность собранных проб.

    Цвет

    В прошлом существовал британский стандарт, который давал диапазон цветов от 1 до 10; 1 — белое/желтое, 10 — темно-коричневое/черное сильно окисленное масло. Мы используем аналогичный цветовой диапазон, чтобы определить, есть ли внезапное ухудшение состояния масла во время его анализа на наличие различных видов.

    Цвет

    также был полезен в прошлом для перекрестной проверки идентичности образца.Например, внезапная смена темного цвета на светлый может указывать на замену масла или неправильное обозначение пробы.

    Анализ полихлорированного бифенила (ПХД)

    В прошлом ПХБ были изоляционными жидкостями, используемыми из-за их негорючих свойств, в основном в трансформаторах, где возгорание было бы недопустимо, и в качестве диэлектрической жидкости в конденсаторах. К сожалению, минеральное масло, используемое в трансформаторах, распределительных устройствах и т. д., с годами подверглось перекрестному загрязнению из-за помещения жидкости ПХБ в грязные резервуары для минерального масла, использования оборудования для подготовки масла как для минеральных жидкостей, так и для жидкостей с ПХБ, а также из-за утечки конденсаторов в системы минерального масла. .

    ПХД

    практически не поддаются биологическому разложению и токсичны и имеют тенденцию накапливаться в пищевых цепочках, поэтому было принято законодательство для предотвращения широкомасштабного загрязнения. Жидкости, содержащие более 50 мг/кг (или 50 частей на миллион по весу), должны классифицироваться как вредные вещества, и их утилизация должна осуществляться путем высокотемпературного сжигания, что является дорогостоящим. На самом деле поставщики масла согласились не поставлять масло, содержащее более 10 мг/кг, и по той же причине любая нефть, изъятая более 10 мг/кг, обходится дорого, даже если она не достигает 50 мг/кг.

    Мы используем капиллярную хроматографию для определения концентрации ПХБ в масле. Служба анализа масел определяет три основных типа ПХД, т. е. 1242, 1254 и 1260, и сообщает об общем содержании ПХБ.

    Анализ металлов в масле

    Анализ трансформаторного масла на металлы в масле используется в дополнение к анализу растворенных газов (DGA). Когда анализ газа в масле указывает на наличие возможной неисправности, анализ металла в масле поможет определить тип неисправности и точно определить ее местонахождение.

    Высокоэнергетические неисправности не только ухудшают изоляцию трансформатора (масло, бумага, дерево и т. д.), но и могут образовывать частицы металла, которые будут рассеиваться в масле. Эти частицы будут распространяться по всему трансформатору, в основном за счет циркуляции масла. Некоторые компоненты трансформатора производят определенные металлические частицы. Эти металлические частицы можно найти по отдельности или в различных комбинациях и концентрациях. Тип частиц поможет сузить список компонентов, участвующих в неисправности.

    Металлы, которые могут быть обнаружены в трансформаторном масле: алюминий, медь, железо, свинец, серебро, олово и цинк. Например, медь может быть обнаружена в обмотках, а также в любых компонентах из бронзы или латуни. Свинец содержится в паяных соединениях, разъемах и других периферийных компонентах. Железо находится в сердечнике и баке трансформатора, а алюминий — в обмотках, экранах коронатора и керамических втулках. Наконечники, болты, соединители и некоторые периферийные компоненты также могут содержать олово, серебро и цинк.

    Анализ металла в масле можно проводить различными методами. Атомно-абсорбционная спектроскопия (АА) и спектрометрия с индуктивно-связанной плазмой (ИСП) являются двумя примерами методов, используемых для измерения концентрации металлов в нефти. Обычно металлические частицы, содержащиеся в образце, сжигают при высоких температурах с образованием свободных атомов металла. Присутствие этих атомов в пламени (AA) или в плазме (ICP) можно количественно определить путем измерения поглощения (AA) или испускания (ICP) дискретных частот в спектре излучения свободными атомами металла по сравнению с известным стандартом.Мы используем эмиссионный спектрометр с индуктивно связанной плазмой (ИСП) для измерения концентрации металлов в масле.

    Не существует установленных пороговых уровней содержания металлов в масле, но по мере накопления данных и документирования случаев анализ содержания металлов в масле становится еще одним проверенным инструментом, используемым для обнаружения неисправностей трансформаторов задолго до того, как они перерастут в серьезные проблемы.

    Одного отчета по анализу содержания металла в масле недостаточно, чтобы получить истинную картину состояния агрегатов. Последующие тесты должны быть выполнены для определения тенденции результатов и выявления развивающихся проблем.Результаты предоставляются в виде таблицы истории и могут быть представлены графически.

    Анализ фурфуральдегида (FFA)

    При условии, что масло внутри трансформатора находится в хорошем состоянии и нет серьезных дефектов, срок службы трансформатора часто зависит от состояния бумажной изоляции на обмотках. Было показано, что в масле по мере разложения бумаги и ее ослабления фурфуральдегид является одним из многих продуктов разложения. Также было показано, что существует линейная зависимость между логарифмом массы произведенного фурфуральдегида и результирующей степенью полимеризации (DP) или прочностью бумаги.Когда DP падает примерно до 250, бумажная изоляция становится очень хрупкой, и можно считать, что срок службы трансформатора истек. Таким образом, измеряя концентрацию фурфуральдегида в масле, можно оценить оставшийся срок службы трансформатора.

    Содержание воды в масле (содержание влаги)

    Содержание воды в образце масла измеряется с помощью автоматического влагомера Mitsubishi, который основан на титровании по Карлу Фишеру и кулонометрической конечной точке.В настоящее время все лаборатории используют эти приборы для измерения растворенной воды, и, вероятно, более 90% используют модели Mitsubishi. Прибор калибруется электронным способом, но проверяется с помощью стандартных растворов воды в метаноле. Содержание воды указано в мг/кг (ч/млн).

    Для образца масла, взятого из трансформатора на 33 кВ, содержание воды обычно считается немного высоким, когда оно достигает 25 мг/л (ч/млн), и слишком высоким, когда оно достигает 30 мг/кг) ч/млн). Эти пределы варьируются в зависимости от источника пробы масла.

    Влага в сочетании с волокном в основных баках и селекторах и углеродом в отклонителях резко снижает электрическую прочность масла до очень небезопасного уровня, что может привести к отказу установки.

    В ходе испытаний, проведенных на группе из 100 первичных трансформаторов напряжением от 132 кВ до 33 кВ, все с переключателями ответвлений под нагрузкой, потери из-за выхода из строя селекторов и обмоток главного бака составляли в среднем около одного трансформатора в год. В течение следующих 8 лет, в течение которых влажность отслеживалась на ежегодной основе и контролировалась с установленным значением 30 частей на миллион в качестве значения, при котором единицы не используются, потери сократились примерно на 90%, среднее содержание влаги составило около 18 частей на миллион.

    Установление важности влажности не отменяет проблему DGA. DGA был принят как очень полезный партнер для анализа влажности, и испытания проводились ежегодно. Это позволило отслеживать тенденции отказов и принимать меры по исправлению положения до того, как возникнут повреждения из-за отказа и потери питания. Это также позволило более точно определить программы замены капитала для завода.

    Удельное сопротивление (Ires)

    Удельное сопротивление жидкости является мерой ее электроизоляционных свойств в условиях, сравнимых с условиями испытания.

    Высокое удельное сопротивление отражает низкое содержание свободных ионов и ионообразующих частиц и обычно указывает на низкую концентрацию проводящих загрязнителей.

    Эти характеристики очень чувствительны к присутствию в масле растворимых загрязнений и продуктов старения.

    Удельное сопротивление обычно проводят при температуре окружающей среды, но можно получить полезную дополнительную информацию, если испытание проводится при температуре окружающей среды и более высокой температуре, например 90°С.

    Неудовлетворительные результаты при обеих температурах указывают на большую степень загрязнения, чем плохое значение только при более низкой температуре, и, следовательно, маловероятно, что масло будет восстановлено до удовлетворительного уровня путем сушки и низкотемпературной фильтрации.

    Межфазное натяжение (IFT) — ASTM D971

    Очень чувствительный метод обнаружения растворимых в масле полярных загрязнителей, таких как кислоты и шламы, образующиеся в результате окисления. трансформаторных масел.Чем больше загрязняющих веществ в масле, тем ниже IFT. Спецификация нового масла составляет минимум 40 дин/см.

    Коэффициент диэлектрических потерь (DDF)

    DDF — тангенс угла потерь. Угол потерь — это угол, на который разность фаз между приложенным напряжением и результирующим током отклоняется от Pi/2 рад, когда диэлектрик конденсатора состоит исключительно из изоляционного материала. Увеличение коэффициента рассеяния указывает на старение масла или его загрязнение.На коэффициент рассеяния сильно влияют полярные компоненты, и поэтому он является очень чувствительным параметром.


    (PDF) Изучение и проверка трансформаторного масла на воздухе во время работы

    Девятнадцатая международная конференция по энергосистемам Ближнего Востока (MEPCON), 2017 г. , Университет Менуфия, Египет, 19–21 декабря 2017 г.

    978-1-5386- 0990-3/17/$31.00©2017 IEEE

    Исследование и проверка трансформаторного масла при воздействии

    на воздух во время работы

    Sobhy S.Dessouky1, Ahmed E.Kalas2,

    R.A.Abd El-Aal3,

    1, 2, 3 Электротехнический факультет Инженерный факультет.

    Университет Порт-Саид. Порт-Саид, Египет

    [email protected]

    [email protected]

    3 [email protected]

    Abdel moneim M. Hassan4

    Паровая электростанция 4Abo-Sultan

    Исмаилия. Египет

    [email protected]

    Abstract

    Бумага, погруженная в трансформаторное масло, и

    общий масляный бак трансформатора, образующие изоляционные материалы

    , со временем подвергаются тепловым и/или электрическим повреждениям.

    , которые выделяют газы внутри установки.Тип этих газов можно

    классифицировать в соответствии с типом неисправности, а скорость газа поколения

    может указывать на серьезность неисправности в трансформаторе

    , мы можем использовать эти газы для ее диагностики.

    При обычном обследовании трансформатора внутри одной из электростанций

    обнаружена проблема в трансформаторном масле,

    , которое во время работы подвергается воздействию атмосферного воздуха.

    История газообразного кислорода этого трансформатора указывает на то, что высокие уровни кислорода

    растворялись в трансформаторном масле в интервале между

    годами 2003 и 2009.

    В этой статье рассматривается тематическое исследование такого трансформаторного масла, как

    , обнаружена новая проблема и дальнейший вклад, когда

    исследование трансформаторного масла подвергалось воздействию воздуха во время работы

    . В связи с этим в 2009 году была обнаружена утечка воздуха.

    Кроме того, окисление изоляционной бумаги и масла приводит к образованию кислот по мере старения трансформатора,

    повышение кислотности зависит от скорости износа масла. с шлаком.Кислотность

    увеличилась с 2004 по 2009 год со скоростью примерно в 6,9 раза

    нормальная скорость из-за утечки воздуха атмосферного загрязнения,

    влаги, кислорода при нормальной рабочей температуре 80°C до

    120°C при разложении изоляционной бумаги и

    Разрушение образует фурановые соединения. Ускорение старения из-за кислорода, влаги и кислотности

    , которые сокращают срок службы трансформатора

    .

    Ключевые слова — утечки, кислород, кислотность, Шлам, разложение,

    порча, фуран.

    I.

    ВВЕДЕНИЕ

    Силовые трансформаторы являются наиболее дорогостоящими, жизненно важными и важными

    компонентами электроэнергетической системы, для обеспечения надежности

    и экономичного энергоснабжения мы должны использовать построенные

    трансформаторы в энергосистеме оптимально [1]. Срок службы трансформатора

    определяется сроком службы его изоляционной бумаги. Многие трансформаторы

    во многих электроэнергетических системах на сегодняшний день

    достигли своего расчетного срока службы, но они все еще находятся в эксплуатации, и

    это дает хороший экономический эффект, если они могут продолжать безопасно

    эксплуатировать

    в течение расчетного срока службы в течение многих лет.Чтобы максимизировать эффективность и срок службы трансформатора, важно быть осведомленным о возможных неисправностях, которые могут произойти, и знать, как свести их к минимуму [2]. Функции изоляционного масла: передача

    тепла; обеспечивают большую часть изоляции и диагностики трансформаторов

    , масляных выключателей, реакторов, конденсаторов, вводных

    изоляторов и другого сопутствующего электрооборудования [3, 4].

    II.

    МАСЛО

    КОНСЕРВАЦИЯ

    УПЛОТНЕНИЕ

    СИСТЕМЫ.

    Функция уплотнительных систем состоит в том, чтобы блокировать воздух и

    влагу от загрязнения изоляционных материалов внутри трансформатора

    , т. е. масла и изоляционной бумаги, для предотвращения контакта масла внутри

    трансформатора с воздухом (воздух/масло

    интерфейс

    ) была разработана система герметизации. Воздух содержит влагу,

    кислород, что вызывает окисление масла, повышение кислотности масла и

    образование шлама. Кислород и влага вызывают значительно ускоренную

    порчу масла и целлюлозы.Комбинация кислород-влага

    сокращает срок службы трансформатора. Уплотнение

    конструкции систем на многих силовых трансформаторах являются свободными

    исполнение с дыханием, инертным газом (азотом) конструкция под давлением, вспомогательный бак

    система уплотнения, и действующая практика — конструкции расширителя

    с баллонами для трансформаторов напряжением 115 кВ и выше и

    мощностью свыше 10 мегавольтампер. Ниже этих значений мы используем трансформаторы системы давления инертного газа

    [5].В данной статье

    исследуется влияние утечки атмосферного воздуха в системе масляного уплотнения трансформатора

    (рис. 1) на примере трансформатора 16

    МВА 15/6,3/6,3 кВ РПН.

    III.

    ПОД

    ИССЛЕДОВАНИЕ

    ТРАНСФОРМАТОР

    ГАЗЫ

    ИСТОРИЯ

    Свойства масла способствуют длительному сроку службы и низким

    требованиям к техническому обслуживанию, охлаждению сборки, сохранению основных функций,

    7

    4 диагностика.

    Термическая деградация масла и изоляционной бумаги является одной из основных неисправностей трансформатора

    ; Анализ растворенного газа в масле

    (DGA) является надежным и чувствительным методом для первичного обнаружения неисправности

    в масляных трансформаторах и

    диагностики трансформатора по наличию определенных ключевых газов, которые

    растворены в масле. Анализ растворенных газов ASTM

    D3612 для исследуемого трансформатора получен из центральных химических лабораторий

    ЕАОС.Существует множество методов

    , разработанных для анализа этих газов и интерпретации их

    значений: Key Gas, Rogers Ratios, Doernenburg,

    Logarithmic Nomograph, IEC Ratio, Основные газовые отношения и

    Треугольник Дюваля и т.д. [3, 6-8 ].

    A. Атмосферные газы История исследуемого трансформатора.

    Образцы трансформатора берут не реже одного раза в год. Кислород

    ,

    и азот можно сравнить с предыдущими DGA; и

    хороший признак утечки, если они увеличились, если масло трансформатора

    когда-либо подвергалось дегазации, содержание кислорода и азота должно быть низким

    Разгадка тайны утечки трансформатора

    «Нам стало известно о сообщениях клиентов о значительных утечках при заправке трансформаторов GTL», — говорит Роберт Фэйрхольм, инженер-разработчик отдела технического развития и поддержки рынка электротехнической промышленности Nynas Naphthenics.

    Несмотря на заверения производителя, что совместимость жидкостей GTL и типичных герметиков, используемых в трансформаторах, не является проблемой, компания Nynas решила копнуть немного глубже.

    «Мы подумали, что, возможно, стоит более внимательно изучить характеристики различных трансформаторных масел, чтобы увидеть, сможем ли мы определить причину утечки», — говорит он.

    Поскольку нитриловый каучук (NBR) является наиболее часто используемым эластомерным материалом в трансформаторах, было проведено сравнительное исследование, в котором четыре различных эластомера на основе NBR были погружены либо в GTL, либо в одно из нафтеновых трансформаторных масел Nynas, NYTRO® 10XN.Исследование показало, что нафтеновое масло приводит к более высокой степени набухания эластомера, чем масло GTL.

    «Была значительная разница в набухании между испытательными образцами из бутадиен-нитрильного каучука, обработанными GTL, и образцами, обработанными нафтеновым маслом. Изменение объема было намного больше у изделий, которые были помещены в нафтеновое масло».

    Однако, поскольку ни один из эластомеров не давал усадку после обработки GTL, более низкая способность масла к набуханию сама по себе недостаточна для объяснения утечек.Чтобы отразить тот факт, что протекающие трансформаторы ранее были заполнены нафтеновым трансформаторным маслом, исследование было продолжено с использованием испытуемых образцов, первоначально обработанных нафтеновым маслом , а затем помещенных в масло GTL.

    «Все различные материалы NBR давали усадку, когда эластомер сначала уравновешивали нафтеновым маслом, а затем GTL. Это явление могло бы объяснить утечки, с которыми сталкиваются некоторые клиенты, в частности, если после повторного наполнения GTL болтовые соединения не были затянуты должным образом или в случаях, когда достаточное затягивание невозможно из-за некачественно подогнанных соединений», — говорит Фэйрхольм.

    .

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован.