Замена трансформаторного масла в силовых трансформаторах: Периодичность замены масла в трансформаторах

Содержание

Периодичность замены масла в трансформаторах


Замена трансформаторного масла в силовом трансформаторе

Компания ВОЛЬТ ЕНЕРГО при проведении технического обслуживания трансформаторов силовых масляных, производит работы по замене трансформаторного масла.

Когда нужно проводить замену трансформаторного масла
Замена масла в силовом трансформаторе проводится после испытаний (взятия проб на анализ), которые регламентированы такими документами, как ПТЕЕС (доп.1 табл.1, п.15 а), СОУ-Н ЕЕ 46.302, СОУ-Н ЕЕ 46.501., а также паспортом завода-изготовителя на данное оборудование.

Как правило, испытания, по результатам которых, становится понятным, существует ли необходимость замены масла в силовом трансформаторе, проводятся в таких случаях :

  • после капитальных ремонтов трансформаторов силовых масляных
  • у силовых трансформаторов мощностью 630кВа, 1000кВа и выше – 1 раз в три года, (трансформаторы с термосифонными фильтрами)
  • у силовых трансформаторов — у силовых трансформаторов мощностью 630кВа, 1000 кВа и выше – 1 раз в год, (трансформаторы без термосифонных фильтров)

У всех остальных трансформаторов, мощностью от 25 до 400кВа, отбор на анализ не производится.

Анализ трансформаторного масла дает возможность определить состояние внутренней части оборудования (прямой контакт в переключателе ответвлений, возникновение пожара в стали, наличие шлаков, осадков, примесей, воды)(СОУ –Н ЕЕ 43.101:2009 гл. 8, пп.8.1.1 – 8.1.5) В таком случае необходима остановка работы оборудования (ПТЕЕС гл.4. п.4.3.2) и замена масла в силовом трансформаторе, так как отложение осадков и примесей на самой изоляции, может привести к короткому замыканию и выходу оборудования из строя. Для отбора на анализ должна использоваться специальная тара (СОУ-Н ЕЕ 43.101:2009 ( гл.8, пп.8.3.1-8.3.3)

Какое масло использовать при замене трансформаторного масла
Для замены трансформаторного масла применяют специальные ,для данного оборудования масла (типа ВГ, Т1500), которые должны иметь светло-желтый цвет и сопровождаться документом, подтверждающим его качество от завода-изготовителя (ГОСТ 982-80).

Компания ВОЛЬТ ЕНЕРГО рекомендует использовать для замены только новые масла, поставляемые в заводской упаковке с пломбами завода-изготовителя, так как в остальных случаях существует вероятность приобрести масло сомнительного качества (продукт, который прошел регенерацию, и, в последствии, через довольно  короткое  время потеряет показатель стабильности, что приведет к ухудшению его показателей и отрицательно скажется на работе оборудования) (СОУ-Н ЕЕ 43.

101:2009,гл.7, п.7.3.1)

Как происходит замена трансформаторного масла в силовом трансформаторе
Процедура замены масла в силовом трансформаторе занимает относительно небольшое время, так как специалисты компании ВОЛЬТ ЕНЕРГО постоянно используют необходимое для этих целей оборудование и сопутствующие агрегаты (насос для выкачки/закачки, тара, генератор и т.д.)  Работы по замене трансформаторного масла состоят из следующих этапов:

После проведения обязательных мероприятий для выполнения работ повышенной опасности производится:

  • подготовка оборудования (подготовка сливного отверстия трансформатора (замена происходит непосредственно через данное отверстие, не через кран для отбора), расшиновка ввода, специальной стальной тары)
  • слив старого масла в тару (при работах используется генератор и специальный насос, что ускоряет процесс слива)
  • промывка бака для удаления грязи и отслоений (для промывки используется новое масло, чтобы удалить из бака все осадки и примеси)
  • залив нового масла (проводится также с использованием генератора и специального насоса для закачки)

После того, как масло было полностью заменено, через определенное время работы трансформатора, необходимо сделать повторный анализ (СОУ-Н ЕЕ 43. 101:2009,гл.7, п.7.3.8)

Все потребители, у которых  на балансе ТП с масляными трансформаторами  и они его самостоятельно обслуживают, должны постоянно иметь у себя в наличии неснижаемый запас масла, в объеме не менее 110% емкости самого большого маслонаполненного оборудования. (ПТЕЕС гл.4.п.4.9), чтоб исключить финансовые потери связанные с остановкой предприятия.. В ином случае, масло необходимо закупать, для того чтобы произвести работы по его замене.

Какое количество трансформаторного  масла нужно для полной его замены в силовом трансформаторе
Количество масла, необходимое при работах по замене масла в силовом трансформаторе, можно определить на шильде бака, где указан вес масла, а также дополнительно нужно учесть литраж масла для промывки (5-10% от общей массы в зависимости от мощности маслонаполненного агрегата) либо взять данные из Паспорта. Если же нет возможности визуально определить данную информацию по шильде или отсутствует документ на оборудование, возможно использовать таблицу, приведенную ниже:

Долив трансформаторного масла в силовой трансформатор
При отсутствии необходимости в замене масла, компания ВОЛЬТ ЕНЕРГО производит работы по доливу масла в трансформатор.

Данные работы, как правило, проводятся при техническом обслуживании оборудования ТП, так как в таком случае  необходима замена уплотнителей вводов трансформатора, плохое состояние которых и является причиной утечки масла.

Техническое обслуживание трансформатора — Техническое обслуживание, диагностика и мониторинг силовых трансформаторов

Последние новости
  • До 93% скидки — Открытие официального магазина электротехники — Купить сейчас!
  • Скидка 25% на рубашки для электротехники. Ограниченная серия … Забронируйте здесь
  • Получите бесплатное приложение для Android | Загрузите приложение «Электрические технологии» прямо сейчас!
  • ОФИЦИАЛЬНЫЙ МАГАЗИН
  • НАПИСАТЬ ДЛЯ ET
  • РЕКЛАМА
  • ПОЛИТИКА КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТИ
  • СВЯЗАТЬСЯ С НАМИ
  • Главная
  • Учебники
  • ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
  • Новое
  • Электропроводка и установка панели солнечных батарей
  • Схемы подключения батарей
  • 1-фазная и 3-фазная проводка
  • Электропроводка и управление Trending
  • EE ESSENTIALS
    • EE How To Exclusive
    • 03 Trending
    • 03 EE Calculators
    • EE Projects
    • EE Q & A Hot
    • EE MCQs New
    • EE Notes & Articles
    • Анализ электрических цепей
    • EE Symbols New
  • 0 BASIC

    • Basic Concepts
    • Basic Concepts Основы
    • Базовая электроника
    • Основные / важные электрические формулы
    • Монтаж электропроводки
    • Основы переменного тока
    • Переменный ток
    • MCQs с пояснительными ответами
    • Вопросы / ответы EE
  • МАШИНЫ
    • Все
    • Все батареи Двигатели
    • Трансформатор
  • POWER
    • Power System
    • Коэффициент мощности
    • Воздушные линии
    • Защита
    • Возобновляемая и экологически чистая энергия
    • Солнечная панель
  • Устранение неисправностей 9000 9000
  • Устранение неисправностей 9000 9000
  • Защита
  • Ремонт
  • Power & Control
  • EE-Tools, Instruments, Devices, Components & Measurements
  • ELECTRONICS
    • All
    • Basic Electronics
    • Boolean Algebra & Logic Families
    • Combinatio nal Digital Circuits
    • Digital Electronics
    • Logic Gates
    • Sequential Logic Circuits
    • Signals
  • More
    • CIRCUIT ANALYSIS
      • DC Circuits Three
      • AC Circuits
      • Однофазное приложение
      • AC
      • Электрические цепи
      • AC
      • И программное обеспечение
      • Электрические / электронные символы
      • Калькуляторы EE
    • Резисторы
      • Конденсаторы
      • Индуктивность и магнетизм
      • Электрические / электронные символы
      • Электрическое проектирование
    • Светодиодный светоизлучающий диод
    • & Green Energy
    • Электроэнергия
    • Освещение
    • Искать
    • Скин переключателя

    ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ

    • Искать
    • 90 003 Кожа переключателя
    Главная > Электрические машины > Трансформатор > Техническое обслуживание трансформатора — силовые трансформаторы Техническое обслуживание, диагностика и мониторинг переменного токаУправление ЭИ-инструменты, приборы, устройства, компоненты и измеренияЭлектрическая конструкцияКак сделать систему питанияЗащитаРемонтТрансформаторная техника прочитать .

    РПН в трансформаторах | HubPages

    РПН в трансформаторах

    Это нормальный факт, что увеличение нагрузки приводит к снижению напряжения питания. Следовательно, напряжение, подаваемое трансформатором на нагрузку, должно поддерживаться в установленных пределах. Это можно сделать, изменив коэффициент трансформации трансформатора.

    Ответвители представляют собой выводы или соединения, предусмотренные в различных точках обмотки. Соотношение витков отличается от одного ответвления к другому, и, следовательно, на каждом ответвлении могут быть получены разные напряжения.

    Необходимость контроля системного напряжения

    Контроль системного напряжения необходим для:

    1. Регулировка напряжения на клеммах потребителя в установленных пределах

    2. Регулировка напряжения при изменении нагрузки.

    3. Для контроля активной и реактивной мощности.

    4. Для изменения вторичного напряжения в зависимости от требований.

    Типы ответвителей

    Отводы могут быть основными, положительными или отрицательными. Основной отвод — это тот, при котором номинальное вторичное напряжение может быть получено для номинального первичного напряжения.Как следует из названия, положительные и отрицательные ответвления — это те, на которых вторичное напряжение больше или меньше основного ответвления.

    Ответвители предусмотрены на обмотках ВН трансформатора по следующим причинам.

    Отводы предусмотрены на обмотках ВН трансформатора по следующим причинам.

    1. Число витков в высоковольтном крыле велико, поэтому можно получить точное изменение напряжения.

    2. Ток в обмотке низкого напряжения больших трансформаторов велик.Поэтому отключение больших токов — сложная задача.

    3. Обмотка НН располагается ближе к сердечнику, а обмотка ВН — снаружи. Следовательно, обеспечить отводы на обмотке ВН сравнительно проще, чем в обмотке НН.

    Расположение ответвителей

    Ответвления могут быть предусмотрены на концах фазы, в нейтральной точке или в середине обмотки. Количество изоляторов проходных изоляторов можно уменьшить за счет отводов на концах фаз. Когда отводы расположены в нейтральной точке, изоляция между различными частями будет уменьшена.Такое расположение особенно важно для большого трансформатора с экономической точки зрения.

    Методы переключения ответвлений

    Изменение ответвлений вызывает изменение реактивного сопротивления утечки, потерь в сердечнике, потерь в меди и, возможно, некоторых проблем при параллельной работе разнородного трансформатора. Есть два метода смены крана.

    1. РПН без нагрузки

    2. РПН под нагрузкой

    1. Переключение ответвлений без нагрузки (без нагрузки или в выключенном состоянии)

    Как следует из названия, в этом методе переключение ответвлений выполняется после отключения нагрузки от трансформатора.Переключение ответвлений без нагрузки обычно осуществляется в трансформаторах низкого напряжения и малой мощности. Это самый дешевый способ смены крана. Смена крана производится вручную с помощью маховичка на крышке. В некоторых трансформаторах также предусмотрены устройства для переключения ответвлений простым управлением механическими переключателями.

    Обмотка имеет отводы в разных точках. Поскольку отводы предусмотрены в разных точках обмотки, один отвод должен быть подключен одновременно, иначе это приведет к короткому замыканию.Следовательно, селекторный переключатель приводится в действие после отключения нагрузки.

    Для предотвращения несанкционированного срабатывания устройства РПН предусмотрена механическая блокировка. Для предотвращения непреднамеренного срабатывания предусмотрены электромеханические фиксирующие устройства для управления автоматическими выключателями и обесточивания трансформатора при перемещении ручки переключателя ответвлений.

    2. Переключение РПН под нагрузкой

    Переключатели РПН используются для изменения передаточного числа без отключения от него нагрузки.Переключение ответвлений может быть выполнено, даже когда трансформатор передает нагрузку. Устройства РПН значительно повышают эффективность системы. В настоящее время почти все крупные силовые трансформаторы оснащены РПН.

    Основанием для установки устройства РПН в силовых трансформаторах являются

    1. Во время работы устройств РПН главная цепь остается неизменной.

    2. Предотвращение опасного искрения.

    Отводы на обмотках выведены в отдельный масляный отсек, в котором находится переключатель РПН.Переключатель ответвлений представляет собой механический селекторный переключатель, который приводится в действие двигателем с помощью местного или дистанционного управления. Ручка предназначена для ручного управления в экстренных случаях.

    Селекторный переключатель — это форма выключателя, замыкающего перед размыканием, и во время переключения переключателей ответвлений с одного ответвления на другое необходимо мгновенное соединение между соседними ответвлениями. Это приводит к короткому замыканию между соседними отводами. Ток короткого замыкания должен быть ограничен включением резистора или реактора.Следовательно, все типы переключателей ответвлений под нагрузкой имеют сопротивление для ограничения тока короткого замыкания во время переключения ответвлений. Импеданс может быть сопротивлением или реактивным сопротивлением с отводом от центра. В современных конструкциях это неизменно осуществляется парой резисторов.

    Процедура

    Рассмотрим тип высокоскоростного резистора на переключателях ответвлений нагрузки, установленных на нейтральном конце каждой фазы, как показано. Теперь нагрузка питается от ответвителя 1. Селекторные переключатели 1 и 2 контактируют с ответвлениями 1 и 2.Теперь, чтобы переключиться на кран 2, селекторный переключатель выполняет следующие действия:

    1. Контакты a и b замкнуты. Ток нагрузки протекает от ответвления 1 через контакт b.

    2. Внешний механизм перемещает дивертерный переключатель S3 из b, теперь нагрузка питается от контакта a через резистор R 1 .

    3. Когда дивертерный переключатель перемещается дальше, он замыкает контакт d, и оба R1 и R2 подключаются через отводы 1 и 2, и ток нагрузки течет через эти сопротивления к его средней точке.

    4. Когда S 3 перемещается дальше влево, контакт a размыкается, и ток нагрузки течет от вывода 2 через резистор R 2 и d.

    5. Наконец, контакт достигает контакта c, и резистор R 2 замыкается накоротко. Ток нагрузки протекает от отвода 2 через контакт c.

    Теперь, чтобы изменить ответвление с 2 на 3, селекторный переключатель S 1 сначала перемещают в положение 3, и вышеуказанные шаги выполняются в обратном порядке. Для ограничения потерь мощности необходимо, чтобы трансформаторы оставались в цепи как можно меньше времени.

    Более компактные переключатели ответвлений с высокой надежностью и производительностью создаются за счет использования вакуумных переключателей в дивертерном переключателе.

    .

    Вопросы и ответы по обслуживанию трансформатора

    перейти к содержанию Меню
    • Дом
    • разветвленных MCQ
      • Программирование
      • CS — IT — IS
      • ECE — EEE — EE
      • Гражданский
      • Механический
      • Химическая промышленность
      • Металлургия
      • Горное дело
      • Приборы
      • Аэрокосмическая промышленность
      • Авиационная
      • Биотехнологии
      • Сельское хозяйство
      • Морской
      • MCA
      • BCA
    • Test & Rank
      • Sanfoundry Tests
      • Сертификационные испытания
      • Тесты для стажировки
      • Занявшие первые позиции
    • Конкурсы
    • Стажировка
    • Обучение
    .

    вопросов с несколькими вариантами ответов по трансформаторам

    0 из 20 завершенных вопросов

    Вопросы:

    1. 1
    2. 2
    3. 3
    4. 4
    5. 5
    6. 6
    7. 7
    8. 8
    9. 9
    10. 10
    11. 11
    12. 12
    13. 13
    14. 14
    15. 15
    16. 16
    17. 17
    18. 18
    19. 19
    20. 20
    Информация

    Вы уже прошли тест раньше.Следовательно, вы не можете запустить его снова.

    Вы должны войти в систему или зарегистрироваться, чтобы начать викторину.

    Вы должны пройти следующую викторину, чтобы начать эту викторину:

    0 из 20 вопросов ответил правильно

    Ваше время:

    Прошло времени

    Вы набрали 0 из 0 баллов, (0)

    Средний балл
    Ваша оценка
    1. 1
    2. 2
    3. 3
    4. 4
    5. 5
    6. 6
    7. 7
    8. 8
    9. 9
    10. 10
    11. 11
    12. 12
    13. 13
    14. 14
    15. 15
    16. 16
    17. 17
    18. 18
    19. 19
    20. 20
    . 

    Трансформаторное масло: замена или регенерация

    Трансформаторное масло используется как теплоотвод и диэлектрик активных узлов силовых трансформаторов, масляных выключателей, реакторов. Обеспечивает безопасность персонала, стабильную работу измерительных элементов, высокий КПД силового блока трансформатора.

    Общие требования

    Трансформаторные масла обеспечивают теплоотвод и изоляцию за счет основных свойств.

    1. Диэлектрическая прочность. Способность масла отталкивать механические загрязнители, волокна, примеси и не смешиваться с водой.
    2. Сохранение подвижности масла при низких температурах – порог застывания не выше -45°С.
    3. Минимальная вязкость для быстрого отвода тепла при температуре электрической вспышки от 90°С.

    Основное свойство трансформаторного масла — высокое сопротивление окислению, неизменный химический состав и сохранение свойств при длительной эксплуатации. Это достигается через использование антиокислительной присадки 2,6-дитретичный бутилпаракрезол (смежные названия — ионол, агидол-1 и др.).

    Диагностика трансформаторного масла

    Срок эксплуатации трансформаторного масла до полной замены от 20 до 25 лет, при условии, что изолятор проходит технический анализ на степень окисления и загрязнения. Диагностика и анализ является обязательной технической процедурой и проводится в следующих случаях:

    • у силовых трансформаторов без термосифонных фильтров, мощностью от 630 кВт – 1 раз в 10-12 месяцев;
    • после капремонта масляных силовых агрегатов;
    • у силовых трансформаторов  с термосифонными фильтрами, мощностью от 630 кВт – 1 раз в 30-36 месяцев.

    В процессе диагностики проводится анализ и испытание трансформаторного масла для получения точных данных о состоянии износа материала и степени изоляции оборудования. Во время анализа проверяется:

    • цвет и внешний вид масла;
    • показатель пробивного напряжения;
    • вязкость;
    • температура вспышки;
    • кислотное число;
    • процентное содержание примесей.

    Анализ позволит точно определить причину износа масла, спрогнозировать дальнейший срок использования, определить способ устранения проблемы: полная замена или возможность регенерации трансформаторного масла.

    Очистка и регенерация

    Регенерация используется как метод восстановления трансформаторного масла до первичных технических характеристик. Очистка считается профилактической мерой, которая позволяет увеличить КПД трансформатора и общий срок эксплуатации. При регенерации проводят следующие мероприятия.

    1. Устранение газов с помощью оборудования дегазации.
    2. Удаление примесей, продуктов старения, влаги через прогон масла центрифугой и с помощью камеры вакуумной очистки.
    3. Использование фильтров грубой и тонкой очистки для удаления механических примесей и грязи.
    4. Ингибирование очищенного масла присадкойионола.
    5. Очищение внутренних частей трансформатора после полного слива масла.

    Если анализ определяет нецелесообразность проведения очистки и регенерации трансформаторного масла проводится полная его замена.

    Замена трансформаторного масла

    Полная замена трансформаторного масла проводится, если материал, по результату испытания, отработал ресурс, если стоимость восстановительных работ по регенерации масла выше стоимости по замене. Замена масла проводится по этапам:

    • взятие пробы и проведение анализа;
    • слив материала с системы;
    • чистка и промывка внутренних узлов трансформатора;
    • заливка нового (или регенерированного) материала.

    Трансформаторное масло имеет ограниченный срок эксплуатации, если работа оборудования происходит в условиях повышенной влажности, на устаревшем оборудовании, заявленный технический срок эксплуатации материала уменьшается на 30 %.

    Замена трансформаторного масла.. Статьи компании «ООО «АРЛАНДА ГРУП» (масла, смазки, антифризы)»

      Трансформаторы, трансформаторные станции и подстанции – важные элементы любого промышленного предприятия. Для них применяют трансформаторные (изоляционные)  масла различных типов и марок, производимые по специальным стандартам и техническим условиям. Эти масла существенно отличаются по своим диэлектрическим свойствам, поэтому каждое из них предназначается для заливки в оборудование определенных классов напряжения.

       Трансформаторное масло заливают в баки силовых трансформаторов и реакторов, в масляные выключатели, в измерительные трансформаторы и вводы.
       Масло в трансформаторах и реакторах — это охлаждающая среда и изоляция
       Масло в масляных выключателях — это дугогасящая среда и изоляция токоведущих частей.

       Масла для трансформаторов разделяют на две группы: содержащие антиокислительные присадки (ингибированные) и не содержащие их( неингибированные). Ингибированное масло более стабильно. Оно не оказывает вредного влияния на твердую изоляцию трансформаторов.

       В эксплуатации принято делить масло на свежее, регенерированное, чистое сухое, эксплуатационное и отработанное. Запасы этих масел содержатся раздельно в специальных баках.
       

       В процессе эксплуатации качество трансформаторного масла может значительно снижается, появляются заметные изменения характеристик и масло темнеет. В загрязненном масле формируется осадок, который вместе с накопленными кислотными веществами разрушает бумажную изоляцию трансформатора и вступает в реакцию с металлами внутренних деталей.
       Поэтому, для безаварийной работы энергетического оборудования, необходимо регулярно проводить испытания трансформаторного масла. Испытания являются определением начала процесса старения трансформаторного масла.
       Периодический анализ масла отслеживает диэлектрическую прочность, цвет, наличие газов, воды, механических примесей, добавок, кислот, щелочей и  содержание газа.
       

       Диэлектрическая прочность трансформаторных масел для нормальной работы масла в качестве диэлектрика определяется в первую очередь наличием воды, разных газов и других примесей. Вода является наиболее опасной примесью в масле, так как даже небольшое её количество значительно снижает пробивное напряжение трансформаторного масла. Влага в трансформаторном масле может находиться в состоянии осадка, в виде эмульсии и в растворённом состоянии. В растворённом состоянии влага не оказывает значительного влияния на электрическую прочность и тангенс угла потерь, однако способствует повышению окисляемости трансформаторного масла и снижению его стабильности. Помните, что при увеличении влагосодержания изменяется целый ряд характеристик, а именно: уменьшение сопротивления, увеличение , повышение температуры, повышение давления (вводы), снижение масла, изменение химического состава, появление частичных разрядов.

       При обнаружении изменения показателей по сравнению с установленными нормами принимаются меры по восстановлению утерянных маслом свойств. Это достигается очисткой, осушкой и регенерацией масла.
    Способность масла к сохранению первоначальных свойств в работающей технике на протяжении эксплуатации называется стабильностью трансформаторного масла. Если силовая техника не имеет дефектов и работает без сбоев, то характеристики нового масла практически не изменяются.

       Свежее трансформаторное масло, поступающее с завода и предназначенное для заливки в оборудование, дополнительно проверяется на стабильность, тангенс угла диэлектрических потерь и натровую пробу.
       Масло из трансформаторов с пленочной защитой при эксплуатации проверяется также на влагосодержание и газосодержание, а из трансформаторов с азотной защитой — только на влагосодержание.
       Масло из баковых выключателей 110 кВ и выше в процессе эксплуатации испытывается на пробивное напряжение, содержание механических примесей и взвешенного угля после выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций тока КЗ.

       Сокращенный анализ масла проводится в следующие сроки:

    •     масло из силовых трансформаторов мощностью более 6300 кВ-А и напряжением 6 кВ и выше, из измерительных трансформаторов напряжением выше 35 кВ и негерметичных маслонаполненных вводов — не реже 1 раза в 3 года;
    •     из герметичных вводов — при повышенных значениях угла диэлектрических потерь вводов;
    •     из силовых трансформаторов — при срабатывании газового реле на сигнал.

       

       Полному анализу подвергаются масла на нефтеперегонных заводах, а также масла после регенерации.

       Систематическое выполнения норм контроля качества и чистоты масла в трансформаторах и промышленном энергетическом оборудовании – гарантия надежной работы.

    2. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы (далее трансформаторы). К, Т, М

    Наименование испытания

    Вид испытания

    Нормы испытания

    Указания

    2.1. Определение условий включения трансформатора.

    К

    Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям таблицы 1 (приложение 3.1), а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более:

    При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tg, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора.

    Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

    1) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ — 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%;

    2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более — 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.

    При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации.

    2.2. Измерение сопротивления изоляции:

    1) обмоток;

    К, Т, М

    Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл. 2 (приложение 3.1).

    Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

    Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3.

    Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний.

    Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °C, а до 150 кВ — не ниже 10 °C.

    Измерения производятся по схемам табл. 3 (приложение 3.1). При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.

    2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов.

    К

    Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм.

    Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

    2.3. Измерение тангенса угла дидиэлектрических потерь tg изоляции обмоток.

    К, М

    Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg изоляции приведены в табл. 4 (приложение 3.1).

    При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более.

    В эксплуатации значение tg не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений tg изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

    У трансформаторов на напряжение 220 кВ tg рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °C, а до 150 кВ — не ниже 10 °C. Измерения производятся по схемам табл. 3 (приложение 3.1).

    См. также примечание 3.

    2.4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

    1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;

    К

    См. табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность испытания — 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичной замене обмоток принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток — 85% от значения, указанного в табл. 5 (приложение 3.1).

    При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.

    2) изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов;

    Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части. См. также п. 3.25.

    3) изоляции цепей защитной аппаратуры.

    К

    Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

    Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров — 0,75 кВ в течение 1 мин.

    Испытывается изоляция (относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.

    2. 5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

    К, М

    Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.

    В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.

    Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.

    2.6. Проверка коэффициента трансформации.

    К

    Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования.

    Производится на всех ступенях переключателя.

    2.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

    К

    Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов — обозначениям на щитке или крышке трансформатора.

    Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.

    2.8. Измерение тока и потерь холостого хода.

    К

    Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.

    Производится одно из измерений:

    2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.

    2.9. Оценка состояния переключающих устройств.

    К

    Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов

    2.10. Испытание бака на плотность.

    К

    Продолжительность испытания во всех случаях — не менее 3 ч.

    Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ — не ниже 10 °C, трансформаторов 220 кВ — не ниже 20 °C.

    Не должно быть течи масла.

    Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.

    Производится:

    у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами — 0,3;

    у трансформаторов с пленочной защитой масла — созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

    у остальных трансформаторов — созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

    2.11. Проверка устройств охлаждения.

    К

    Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.

    Производится согласно типовым и заводским инструкциям.

    2.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.

    К, Т, М

    Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов.

    Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении.

    2.13. Испытание трансформаторного масла:

    К, Т, М

    1) из трансформаторов;

    У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — по показателям пп. 1 — 5, 7 табл. 6 (приложение 3.1).

    Производится:

    1) после капитальных ремонтов трансформаторов;

    У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше — по показателям пп. 1 — 9 табл. 6 (приложение 3.1), а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы.

    3) не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров.

    Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.

    2) из баков контакторов устройств РПН.

    Т, М

    Масло следует заменить:

    1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ — с изоляцией 35 кВ, 35 кВ — с изоляцией 40 кВ, 110 кВ — с изоляцией 220 кВ;

    Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.

    2.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.

    К

    В процессе 3 — 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

    Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.

    2.15. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле.

    М

    Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

    Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.

    2.16. Оценка влажности твердой изоляции.

    К, М

    Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта — 2%, эксплуатируемых — 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.

    Производится первый раз через 10 — 12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 — 6 лет у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более.

    При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации — расчетным путем.

    2.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток:

    по наличию фурановых соединений в масле;

    М

    Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6 (приложение 3.1).

    Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации — 1 раз в 4 года.

    по степени полимеризации бумаги.

    К

    Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.

    2.18. Измерение сопротивления короткого замыкания (ZК) трансформатора.

    К, М

    Значения ZК не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений ZК по фазам на основном и крайних ответвлениях — оно не должно превышать 3%.

    Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН — на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.

    2.19. Испытание вводов.

    К, М

    Производится в соответствии с указаниями раздела 10.

    2.20. Испытание встроенных трансформаторов тока.

    К, М

    Производится в соответствии с указаниями пп. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20.

    2.21. Тепловизионный контроль.

    М

    Хроматографический анализ трансформаторного масла: методики, периодичность

    Хроматографический анализ трансформаторного масла

    Трансформаторное масло – очищенная фракция нефти, использующаяся для заполнения силовых агрегатов, трансформаторов, реакторов и масляных выключателей. Это минеральное вещество является электрическим изолятором, защищает узлы от перегрева и воздействия воды. От его качества напрямую зависит срок эксплуатации оборудования, износостойкость и ресурс техники.

    Однако нефтепродукты в процессе использования теряют первоначальные физические и химические свойства, перестают соответствовать ГОСТу. Хроматографический анализ трансформаторного масла позволяет определить его качество, вовремя обнаружить существенные отклонения от нормативов и принять решение о необходимости обслуживания маслонаполненных установок. В статье мы рассмотрим основные вопросы:

    Анализ физических свойств

    В первую очередь анализируются физические свойства жидкости: плотность, удельный вес, температура вспышки и кислотное число. Для трансформаторного масла устанавливаются следующие нормы по этим показателям:

    • плотность — не более 870 кг/м3 при нормальных условиях;
    • показатель удельного веса — зависит от технологического цикла (нагрева или охлаждения), но не должен превышать 0,91 кг/м3, в противном случае свободная циркуляция жидкости будет затруднена;
    • температура вспышки — не более +135℃ во избежание самопроизвольного возгорания нефтепродукта;
    • кислотное число — допустимое значение зависит от марки вещества, варьируется в пределах от 0,01 до 0,05 мг КОН на каждый грамм проверяемой среды. При изменении этого показателя разрушается обмотка электрооборудования.

    Вторым этапом анализа становится проверка электрических свойств вещества.

    Анализ диэлектрических характеристик

    В результате старения трансформаторного масла его диэлектрическая проницаемость меняется, что ведет к ухудшению эксплуатационных свойств. Для контроля над этим параметром необходимо анализировать следующие показатели:

    • изоляционные данные;
    • диэлектрическая прочность;
    • пробивное напряжение;
    • содержание механических примесей воды.

    Ниже мы рассмотрим, каким образом проводится исследование.

    Этапы проведения испытаний

    Проверка выполняется в три этапа:

    1. Берутся опытные образцы вещества.
    2. Выбирается методика испытаний, учитывающая особенности анализируемого продукта и условий его эксплуатации.
    3. Подводятся итоги – составляется протокол испытаний, в котором описываются обнаруженные отклонения от нормы и даются дальнейшие рекомендации по использованию нефтепродукта.

    Исследования проводятся в лабораторных условиях с использованием сертифицированного оборудования – только это позволяет гарантировать получение точных данных.

    Получение образцов

    Отбор опытных образцов должен производиться обученным персоналом в контролируемых условиях. Предварительно замеряется температура, учитывается относительная влажность и экологические переменные – факторы, способные отразиться на результатах исследования. Оптимальна сухая безветренная погода – так риск попадания мусора и пыли минимален.

    Выделяют четыре типа образцов:

    • свежие – проверка проводится для жидкости, только что поступившей с завода-изготовителя;
    • свежие, подготовленные к заливке, – анализ осуществляется перед началом его использования;
    • регенерированные – оценка нефтепродукта на соответствие нормативам проходит после его очистки и восстановления перед вторичной заливкой;
    • эксплуатационные – контроль качества жидкости делается непосредственно во время ее применения.

    Проверка качества масла

    Проверка должна проводиться сотрудниками лаборатории по предварительно отобранным и одобренным методикам. Полученные сведения анализируются с помощью компьютерных программ, на основании ответа которых подготавливается заключение о возможности дальнейшего применения жидкости или необходимости ее замены на новую.

    Своевременные регулярные проверки актуальны для производственных предприятий, поскольку позволяют минимизировать риск поломки и преждевременного износа маслонаполненных агрегатов.

    Методики испытаний

    В современных лабораториях оценка качества нефтепродукта проводится по следующим методикам:

    • полный анализ;
    • химический сокращенный;
    • анализ электрической прочности;
    • хроматографический химический анализ.

    Рассмотрим каждый из них подробнее.

    Полный анализ

    Метод направлен на выявление основных причин износа жидкости, позволяет определить срок дальнейшей возможной эксплуатации. Обычно применяется в случае необходимости получения максимально точных сведений о текущем состоянии нефтепродукта.

    При этом типе испытаний проводятся следующие работы:

    • замеряется количество механических примесей;
    • устанавливается уровень диэлектрических потерь;
    • определяется текущий коэффициент влажности;
    • выявляется состав растворенных газов.

    При отклонении хотя бы одного показателя от нормы необходима регенерация масла или его замена.

    Сокращенный химический метод

    Сокращенный анализ позволяет получить физико-химические свойства нефтепродукта в короткие сроки и с минимальным расходом реагентов. Методика подходит для проверки свежего масла каустобиолитового происхождения и восстановленного, в случае если качество регенерации вызывает сомнения.

    При сокращенном методе анализируются следующие показатели:

    • пробивное напряжение;
    • наличие воды и шлаков;
    • кислотное число;
    • температура вспышки;
    • реакция водной вытяжки.

    По результатам исследования принимается решение о возможности эксплуатации конкретного вида масла.

    Проверка электрической прочности

    Трансформаторное масло в силовых агрегатах выполняет функцию жидкого диэлектрика. Чтобы понять, насколько эффективно жидкость справляется с данной задачей, необходимо рассчитать ее электрическую изоляционную прочность. Расчет выполняется по формуле:

    E=U/h

    где U – величина напряжения пробоя, а h – зазор между электродами.

    Минимальное допустимое значение для диэлектрической среды – 30 кВ, для свежего масла оно выше (60 кВ). Если число изоляционной прочности падает, нефтепродукт необходимо заменить – появляется риск короткого замыкания, дуговых разрядов.

    Хроматографический анализ

    Особенность методики заключается в том, что она позволяет выявить дефекты в конструкционных узлах маслонаполненного оборудования, но практически не дает информации о свойствах и составе самой масляной среды. Регулярный хроматографический анализ позволяет:

    • отслеживать динамику процессов износа в агрегатах;
    • прогнозировать появление дефектов, выявляя проблему на начальном этапе;
    • оценивать степень повреждения;
    • определять место повреждения для выполнения ремонтных работ.

    Для оценки используются семь основных газов: водород, метан, этан, этилен, ацетилен, угарный газ, углекислый газ. Трансформаторное масло содержит в растворенном виде и другие газы – кислород, пропан, бутан, бутен, но их исследование не получило широкого распространения.

    Зависимость дефектов от газовых примесей наглядно отображена в таблице:

    Вид газа Вызываемые дефекты
    Н2 (водород) Дуговые разряды, высокий риск замыкания
    СН4 (метан) Перегрев масла и бумажно-масляной изоляции, появление искр
    С2Н6 (этан) Перегрев масла в диапазоне от 300 до 400℃
    С2Н4 (этилен) Нагрев жидкости и бумажно-масляной изоляции выше 600℃
    С2Н2 (ацетилен) Появление искрения, электрических разрядов
    СО (угарный газ) Старение и увлажнение нефтепродукта, ускоренный износ твердой изоляции
    СО2 (углекислый газ) Старение и перегрев твердой изоляции

    С помощью хроматографического метода определяется множество видов дефектов трансформаторов.

    Вид дефекта Основные газы Характерные газы
    Перегрев токоведущих соединений и бумажно-масляной изоляции: выгорание контактов переключателей, нагрев креплений электростатического экрана, обрыв электростатического экрана С2Н4

    Н2, СН4, С2Н6

    Ослабление винтов компенсаторов HH

    С2Н2

    Перегрев контактов отвода НН и шпильки проходного изолятора
    Замыкание проводников обмотки
    Перегрев элементов остова
    Износ изоляции электротехнической стали
    Нарушение изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок
    Перегрев деталей от магнитных полей
    Нарушение заземления магнитопровода
    Износ изоляции амортизаторов
    Появление разрядов Н2 СН4, С2Н2
    Искры и дуговые разряды Н2 СН4, С2Н6
    Повышенный износ или переувлажнение твердой изоляции СО и СО2  
    Перегрев твердой изоляции СО2  

    Для защиты установок жидкость необходимо либо очистить, либо заменить на свежую.

    Качественная и количественная оценка

    В ходе исследования масляная среда проверяется также на содержание воды и механических примесей. Для этого используются две оценочные методики:

    • количественная – вещество пропускают через бумажный фильтр, который затем высушивают и взвешивают количество осевших частиц;
    • качественная – жидкость нагревают до 130℃, если при этом наблюдается треск и образование пены, следовательно, есть агрессивные водорастворимые кислоты, вызывающие коррозию.

    Если норма взвесей превышена или превышена допустимая концентрация примесей, трансформаторное масло отправляют на регенерацию.

    Периодичность проведения проверок

    Хроматографический анализ необходимо выполнять регулярно со следующей периодичностью:

    Тип агрегата Период контроля
    Трансформаторы 110 кВ и выше Раз в полгода
    Герметичные вводы 110-220 кВ Каждые 4 года
    Герметичные вводы 330-750 кВ Каждые 2 года

    Качественная и количественная оценка проводится чаще: раз в четыре месяца для оборудования 110 кВ и раз в полгода для установок до 35 кВ.

    Составление протокола

    Завершающий этап испытаний — составление протокола. Он оформляется в соответствии с установленными стандартами. В шапке документа необходимо указать тип масла, номер протокола и нормативы исследований по ГОСТу. Далее размещают таблицу с результатами исследований. В заключении специалист дает оценку возможности дальнейшего применения нефтепродукта, рекомендации по его регенерации или замене.

    Зачастую лаборатории, проводящие подобные хроматографические испытания, имеют наработанную базу и оформляют документы в соответствии с установленным образцом. Это позволяет исключить канцелярские ошибки и составить протокол максимально быстро и качественно.

    Ремонт силовых трансформаторов

               Ремонт силовых трансформаторов

                    В настоящий момент бесперебойное энергоснабжение предприятий непосредственно связано с экономической эффективностью любого производства, и своевременный оперативный ремонт основного оборудования трансформаторных подстанций становится все более актуальным.

                    Электрическая энергия на сегодняшний день стала не одной из  движущих сил любого производства, а пожалуй основной движущей силой.  В сердце всякого энергохозяйства находится силовой трансформатор, а иногда и не один, и именно от его работы зависит надежность всего энергоснабжения.

                   С учетом постоянного технологического износа оборудования и возрастающих электрических нагрузок,  выход из строя трансформаторов становится не таким редким явлением в электрохозяйствах.

                 Мы производим ремонт силовых трансформаторов качественно, оперативно, не затрачивая  лишнего драгоценного времени и экономя Ваши средства.

                Специалисты нашей кампании помогут  осуществить  демонтаж  силового трансформатора с соблюдением требований техники безопасности, профессионально провести погрузочно-разгрузочные работы и транспортировку трансформатора в наш производственный цех.

               Ремонт силовых трансформаторов начинается с проведения диагностики. В процессе диагностики выявляются характер повреждений и необходимый объем ремонтных работ.

             Мы имеем собственную ремонтную базу, оснащенную специализированным оборудованием и приспособлениями, позволяющими профессионально осуществить диагностику,  ремонт и испытание силового трансформатора в соответствии с требованиями НТД.

             В нашем арсенале есть все необходимые комплектующие, позволяющие быстро и качественно заменить любую неисправную деталь силового трансформатора,  и в  короткий срок сдать заказчику отремонтированный трансформатор.

           Мы производим ремонт обмоток силовых трансформаторов, полную или частичную  замену обмоток,  сушку изоляции активной части в специальной камере, ремонт и замену вводов. Осуществляем ремонт баков и уплотнительных элементов конструкции трансформатора, производим очистку и окраску баков,  производим механические и электрические испытания отремонтированного трансформатора перед выпуском из цеха и поставкой на объект заказчика.

           Оборудование нашего цеха позволяет производить сушку изоляции обмоток трансформаторов в специальной сушильной камере, с постоянным контролем температуры и состояния изоляции обмоток.   Производить высококачественный процесс сушки обмоток позволяет технология равномерного нагрева с заданной температурой камеры,  данная технология безопасна для материала изоляции, поскольку  процесс сушки происходит плавно, без нанесения изоляции вреда  от влияния неравномерного нагрева и высоких температур во время процесса сушки.

            Наша производственная база позволяет производить регенерацию трансформаторных масел с применением современной технологии вакуумной дегазации на специальной  установке.

           Мы производим регенерацию трансформаторного масла, как в условиях цеха, так и с выездом на объект заказчика. Наша технология позволяет производить регенерацию масел, непосредственно подключаясь к маслонаполненному оборудованию на объекте заказчика.

          Технология вакуумной дегазации масел на сегодняшний день является одной из наиболее современных и высокотехнологичных, и в сравнении с другими видами очистки масел имеет ряд существенных положительных отличий. Основными преимуществом методики являются применение наряду с тонкой фильтрацией масла, глубокого вакуума,  который позволяет очистить масло от влаги и растворенных в нем газов, которые в процессе очистки выкипают под глубоким разряжением.   Масло в установке очищается  без экстремальных нагревов и контакта с вредным кислородом воздуха в процессе регенерации.  

           Мы сотрудничаем непосредственно с производителями трансформаторного оборудования, и можем поставить все необходимые комплектующие, что позволяет отремонтировать практически любой трансформатор, вне зависимости от срока его эксплуатации и года изготовления. Мы относимся внимательно к Вашему оборудованию, и готовы предложить и рассмотреть все возможные варианты ремонта.

             Более подробно специалисты нашей кампании проконсультируют Вас по телефонам, указанным на главной странице.

    Проектирование и ремонт трансформаторных подстанций

               Специалисты нашей компании занимаются проектированием трансформаторных подстанций (ТП) в соответствии с параметрам Вашей сети. Трансформаторные подстанции подразделяются на понижающие, повышающие, промышленные, открытые, закрытые и т.д. Объединяет их наличие общих элементов конструкции: управляющие (автоматические и механические), устройства распределения электрического тока, вспомогательные сооружения (опоры, плиты основания и т.д.), а также силовые трансформаторы.

               Наша организация изготавливает современные трансформаторные подстанции на своих производственных площадях, и в уже собранном виде доставляет их к месту монтажа и эксплуатации.

              Проектирование ТП — это ключевой этап создания электрической подстанции. Проектные расчеты должны учитывать множество факторов: начиная от подбора параметров рабочего оборудования, заканчивая условиями, в которых будет осуществляться его эксплуатация.

              Проектирование осуществляется на основе утвержденного технического задания, которое содержит в себе требования, касающиеся конфигурации применяемого оборудования и учитывает дополнительные параметры эксплуатации.

             Проект — основной документ, в соответствии с которым производятся электромонтажные работы.

            Электромонтажные и пуско-наладочные работы производятся на последних этапах монтажа ТП. В нашей организации работают высококвалифицированные специалисты, обладающие соответствующими допусками по электробезопасности для производства таких работ.

    Объемы и нормы испытаний трансформаторного масла и его контроль

    Объем испытанийНормы испытаний
    1. Определение электрической прочности маслаПробивное напряжение в стандартном разряднике должно быть не ниже следующих величин:
    Номинальное напряжение, кВНиже 3535 и выше
    Минимально допустимое пробивное напряжение масла, кВ3040
    2. Проверка отсутствия в масле воды и механических примесейВода и механические примеси в масле должны отсутствовать
    3. Определение кислотного числаКислотное число в мг едкого калия (КОН) на 1 г масла не должно быть более 0,05 для трансформаторного масла и 0,03-для трансформаторного масла с присадкой ВТИ-1
    4. Проверка отсутствия водорастворимых кислот и щелочейВодорастворимые кислоты и щелочи в масле должны отсутствовать
    5. Определение температуры вспышки маслаТемпература вспышки, определяемая в закрытом тигле, должна быть не ниже 135° С
    6. Определение вязкости маслаВязкость масла не должна превышать следующих величин:
    Температура20°С50°С
    Кинетическая
    Соответствующая ей условная в °Э
    30
    4,2
    9,6
    1,8
    7. Определение содержания золыСодержание золы в масле должно быть не более 0,005%
    8. Определение температуры застыванияТемпература застывания масла должна быть ниже -45° С. Для трансформаторов щловых температура застывания масла не нормируется
    9. Определение натровой пробы с подкислениемНатровая проба с подкислением должна быть не более двух баллов
    10. Проверка прозрачности маслаМасло, охлажденное до температуры +5° С, должно оставаться прозрачным
    11. Проверка общей стабильности масла против окисленияПосле окисления (искусственного старения) масла осадок и кислотное число не должны превышать следующих величин:
    Марка маслаТрансформаторноеТрансформаторное с присадкой ВТИ-1
    Осадок в %
    Кислотное число в мг КОН на 1 г
    0,10
    0,35
    0,05
    0,20
    12. Проверка склонности масла к образованию водорастворимых кислот в начале старенияСодержание как летучих, так и нелетучих водорастворимых кислот в мг КОН на 1 г масла должно быть не более 0,005
    13. Проверка для масел с присадкой ВТИ-1 ее содержанияСодержание присадки должно быть в пределах 0,009-0,015%
    14. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь в маслеТангенс должен быть:
    а) пои 20° С -не более 0,З%
    б) при 70° С -не более 2,5%

    График технического обслуживания трансформаторного масла масляного трансформатора

    Техническое обслуживание масляного трансформатора

    Периодичность техобслуживания трансформаторов зависит от важности, конструктивных особенностей и долговечности трансформаторов. Первый шаг к программе профилактического обслуживания — это тестирование. Тестирование помогает нам определить, когда необходимо лечение.

    ПОЧЕМУ НУЖНО ПРОВЕРЯТЬ ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО?

    Трансформаторное масло — это изолятор между металлическими частями трансформатора и проводкой внутри бака.Со временем масло может загрязняться влагой или выделять горючие газы. Путем отбора проб и тестирования этого масла мы можем спланировать ремонт или замену трансформатора до того, как произойдет сбой.

    График технического обслуживания масляных силовых трансформаторов

    Техническое обслуживание или проверка

    Рекомендуемое Интервальное

    Номер ссылки

    Физический осмотр трансформатора

    Ежегодно

    Утечка масла и показания MOG (магнитного датчика масла) резервуаров

    Ежедневно

    В случае неудовлетворительного уровня масла в MOG необходимо залить масло в трансформатор, а также проверить бак трансформатора на утечку масла.Если обнаружена утечка масла, примите необходимые меры для устранения утечки. Если силикагель стал розоватым, его следует заменить.

    Испытание на электрическую прочность (BDV) и содержание влаги (PPM).

    Ежегодно

    Диэлектрическая прочность — это мера напряжения, проводимого трансформаторным маслом. Иногда присутствие загрязняющих веществ, проводящих электричество быстрее, чем масло, снижает напряжение пробоя диэлектрика

    .

    Тест нейтрализации

    Ежегодно

    Это испытание, которое проводится для определения уровня кислоты, присутствующей в масле.Когда в трансформаторном масле происходит окисление, это приводит к накоплению кислоты.

    Анализ растворенного газа (DGA)

    Ежегодно для трансформатора 132 кВ, один раз в 2 года для трансформатора ниже 132 кВ и с интервалом 2 года для трансформатора выше 132 кВ.

    Помогает анализировать газы, присутствующие в трансформаторном масле.

    Втулки — проверка уровня масла

    Еженедельно

    При необходимости долить масло во втулку до нужного уровня.Заливка масла должна производиться в выключенном состоянии.

    Втулки — визуальный осмотр

    Ежегодно

    Втулки — визуальный осмотр и очистка

    5 лет

    Испытание на межфазное натяжение

    Это тест, который проводится для обнаружения присутствия полярных соединений, таких как краска, лак и бумага.

    Тан и дельта-тест

    Один раз в два года

    Наконец, измеряется присутствие воды, так как вода может снизить напряжение пробоя диэлектрика трансформаторного масла.

    Цветной тест

    Этот тест показывает старение, качество и наличие загрязнений в трансформаторном масле.

    Испытание тока возбуждения трансформатора

    5 лет

    Изоляционное масло — DGA, Physical,

    и химические испытания

    Ежегодно

    Масляный термометр верхний и обмоточный

    Инспекция

    Ежегодно

    Работа указателя уровня масла

    5 лет

    Реле внезапного давления

    5 лет

    Техническое обслуживание масляного трансформатора

    Итак, для получения высокой производительности и длительного срока службы трансформатора желательно выполнять различные работы по техническому обслуживанию. Оборудование для рекуперации масла компании GlobeCores будет поддерживать ваше трансформаторное масло в лучшем состоянии, обеспечивая дегазацию масла, удаление воды и твердых частиц, а также снижение кислотности. Это фантастическая жизнь-трансформер!

    Улучшение отработанных трансформаторных масел активированным бентонитом

    Машиностроение
    Vol. 3 Нет.6 (2011), Идентификатор статьи: 5703, 4 страницы DOI: 10.4236 / eng.2011.36070

    Улучшение отработанных трансформаторных масел с использованием активированного бентонита

    Лоай Насрат 1 , Мохамед Абдельвахаб 2 , Гамал Исмаил 3

    1 Кафедра электроэнергетики и машин, инженерный факультет, Университет Саут-Вэлли, Кена, Египет

    2 Кафедра электроэнергии и машин, инженерный факультет, Университет Миниа, Минья, Египет

    3 Египетская химическая промышленность ( KIMA), Асуан, Египет

    Эл. Почта: loaisaad @ yahoo.com

    Поступила 29.12.2010; отредактировано 29 апреля 2011 г .; принято 5 мая 2011 г.

    Ключевые слова: Старое трансформаторное масло, бентонит, напряжение пробоя, физические и термические свойства

    РЕЗЮМЕ

    В данном исследовании представлена ​​оценка активированного бентонитового материала для обработки отработанного трансформаторного масла. Различные свойства, такие как; электрические, физические, химические и термические характеристики отработанного трансформаторного масла измерялись до и после очистки и обработки.В исследовании использовались два силовых трансформатора (6,4: 4,6 МВА, 3 фазы, 50 Гц). Один из них был заполнен очищенным маслом, а другой — маслом, обработанным активированным бентонитом, после очистки, а затем два силовых трансформатора были испытаны в течение одного года в практических условиях производственного поля. Первоначальные испытания показали, что использование активированного бентонита в процессе обработки выдержанного трансформаторного масла улучшает напряжение пробоя, содержание воды, общую кислотность и температуру вспышки.Таким образом, активированный бентонит обеспечивает идеальную обработку устаревшего трансформаторного масла с его экологическими и экономическими преимуществами. Более того, активированный бентонит доступен во многих местах Египта по невысокой цене.

    1. Введение

    Трансформаторное масло играет очень важную роль в силовом трансформаторе в качестве изоляции и теплопередающей среды, многие исследования и исследования были опубликованы и изучены в течение десятилетий, чтобы понять его электрические, физические и молекулярные характеристики, поведение при определенных условиях, таких как высокая температура, методы получения лучших трансформаторных масел и т. д. [1-3].

    Повышение осведомленности об окружающей среде и необходимость ограничения воздействия человеческой деятельности дает явный импульс для замены обычных изоляционных масел на высоковольтных установках экологически безопасными альтернативами. Кроме того, утечка масла из оборудования вызывает серьезную озабоченность как с точки зрения затрат на очистку, так и с точки зрения затрат на замену оборудования.

    Систему изоляции в трансформаторах можно улучшить по сравнению с минеральным маслом, используя новые высококачественные диэлектрические жидкости, такие как Envirotemp FR3 [4-6].

    Масляные распределительные трансформаторы могут изготавливаться с очень низкими потерями по сравнению с сухими трансформаторами. Этот факт хорошо известен, поскольку масло является лучшей охлаждающей и изолирующей средой, чем воздух. Активная часть, сердечник и конструкция обмотки будут меньше в масле, то есть с меньшим расходом материала и меньшими потерями.

    Трансформаторное масло действует как охлаждающая и изолирующая среда в трансформаторах. Это изоляционное масло не только заполняет поры в волокнистой изоляции, такой как бумага, но также и зазоры между витками обмотки и промежутки между обмоткой и резервуаром.Масло, помимо функции диэлектрика, также служит охлаждающей средой.

    Традиционно в трансформаторах использовались минеральные масла, синтетические сложные эфиры и силиконовые масла. В последнее время экологически чистое подсолнечное масло используется в качестве трансформаторного масла специального назначения [7-10].

    Оценка срока службы и состояния трансформатора имеет большое значение для пользователей и производителей. Конец срока службы трансформатора определяется как уменьшение прочности изоляционной бумаги на разрыв примерно до 50% от начального значения [11-15].

    Изоляция силового трансформатора ухудшается при нормальных условиях эксплуатации, в частности, при более высокой температуре, повышенной влажности и окислении. На остаточный срок службы трансформатора существенно влияет состояние твердой изоляции. В настоящее время за деградацией изоляции в трансформаторе следят путем отбора проб масла и анализа растворенных газов, содержания фурана и изучения изменения степени полимеризации (DP) целлюлозной бумаги.На нынешних нерегулируемых рынках электроэнергии методы неразрушающей диагностики становятся все более популярными для технического обслуживания устаревших трансформаторов по состоянию.

    В данном исследовании были взяты образцы трансформаторных масел, проработавших 36 лет. Эти трансформаторы проходили ежегодное техническое обслуживание и плановую программу. Для проверки свойств образцов масла проводились периодические испытания. Электрические, физические, химические и термические свойства были измерены в соответствии с IEC No.296 после очистки и фильтрации трансформаторных масел.

    Результаты испытаний показывают, что характеристики трансформаторных масел после процесса рафинирования на определенный период времени улучшились, а затем характеристики стали ухудшаться в процессе эксплуатации.

    В рамках этого исследования было проведено экспериментальное исследование для оценки поведения трансформаторных масел, обработанных активированным БЕНТОНИТОМ. С экономической точки зрения трансформаторные масла очень дороги, поэтому переработка отработанных трансформаторных масел очень важна.Кроме того, переработка использованных трансформаторных масел является хорошим решением для предотвращения загрязнения окружающей среды.

    2. Методика экспериментов

    2.1. Образцы трансформаторного масла

    В данном исследовании было протестировано использованное трансформаторное масло (находящееся в эксплуатации в течение 36 лет). В ходе экспериментов периодически измерялись свойства трансформаторных масел, используемых в течение длительного времени, в соответствии со спецификациями IEC.

    Трансформатор имеет соотношение 6,4: 4.6 МВА, 30 кВ / (511-702) В, 90/7700 А и 9,3 тонны масла. Процесс очистки осуществлялся посредством блока очистки (сушка и фильтрация) производительностью 2 тонны / час при вакуумном давлении и температуре (80 ° C).

    В процессе обработки использовался бентонитовый материал в определенном соотношении с использованием нагревательного устройства и электрического оборудования для перемешивания.

    Бентонит

    Исследование показало способность активированного бентонитового материала полностью удалять все загрязнения, золу и углерод, содержащиеся в обработанном масле, по сравнению с необработанным маслом.

    В статье приводится фактическое сравнение обычного процесса рафинирования и обработки активированным бентонитом одного и того же отработанного трансформаторного масла с длительным сроком службы. Эксплуатация масла в течение полугода и одного года доказала, что отработанное масло, обработанное активированным бентонитом, дает лучшие результаты.

    2.2. Методы приготовления и кислотной активации для BENTONITE

    1) Сырье для BENTONITE мягко измельчается.

    2) Добавление концентрированной кислоты в измельченный БЕНТОНИТ.

    3) Повышение температуры смеси до 70˚C при непрерывном перемешивании в течение примерно получаса.

    4) Смесь оставляют до охлаждения, несколько раз промывают через фильтры до нейтрализации, затем сушат.

    5) Повторное измельчение активированного материала Bentonied до мелкой степени мягкости.

    2.3. Преимущества процесса активации

    1) Увеличение площади поверхности зерен БЕНТОНИТА для поглощения примесей, взвешенных веществ и отложений отработанных трансформаторных масел.

    2) Замена некоторых катионов, таких как кальций, натрий и калий, ионами водорода в структуре решетки материала.

    3) Удаление катионов алюминия, железа и магния из структуры решетки, которые создают микрополости в материале. Таким образом, он явно увеличивает площадь поверхности с физической точки зрения и увеличивает активацию с химической точки зрения.

    3. Результаты и обсуждения

    3.1.Влияние очистки на свойства отработанного трансформаторного масла

    Различные свойства, такие как; электрические, физические, химические и термические свойства измеряются для оценки процесса очистки отработанного трансформаторного масла. Отработанное трансформаторное масло тестировалось до и после очистки, а затем оно было испытано после двух периодов старения (полгода и один год). Сравнение различных свойств четырех образцов масла показано в таблице 1. Четыре испытанных образца масла: отработанное трансформаторное масло (образец U), образец U после очистки (образец P), образец P после полугодового старения (образец PI). , и после одного года старения (образец PII).

    Из результатов таблицы 1 видно, что пробивное напряжение составляет 22 кВ для отработанного трансформаторного масла (образец U) сроком службы 36 лет. Напряжение пробоя образца П достигало 64 кВ. За период старения в полгода напряжение пробоя образца ПИ составляет 57 кВ. Снижение напряжения пробоя для образца ПИ составляет почти 10,9%. При этом напряжение пробоя образца ПИИ (период выдержки один год) составляет 42 кВ. Снижение напряжения пробоя для образца ПИИ почти 34.4%.

    Таблица 1. Свойства отработанного трансформаторного масла до и после очистки.

    Исходя из результатов определения физических свойств, содержание воды в испытанных образцах трансформаторного масла составляет 65, 18, 28 и 34 частей на миллион для образцов U, P, PI, PII соответственно. В то время как значения удельного веса для образцов U, P, PI, PII составляют 0,877, 0,879, 0,882 и 0,878 г / см 3 соответственно. Вязкость составляет 1,74 Энглера для образца U и достигает 1.72 Энглера для всех очищенных образцов. Все образцы отработанного трансформаторного масла имеют темный цвет до или после очистки.

    Химические свойства, такие как общая кислотность для образца U, P, PI, PII, составляют 0,2, 0,08, 0,09 и 0,11 мг КОН / г масла соответственно. В то время как содержание золы составляет 0,1%, а содержание углерода составляет 0,08% для образца U. Но для всех очищенных образцов (P, PI и PII) содержание золы и углерода равно нулю.

    Температура вспышки при 15 ° C в качестве теплового свойства составляет 147 для образца U, в то время как температура вспышки при 15 ° C составляет 148 для всех очищенных образцов трансформаторного масла (P, PI и PII).

    3.2. Обработка активированным БЕНТОНИТОМ Влияние на различные свойства масла

    После добавления активированного БЕНТОНИТА к очищенному отработанному трансформаторному маслу с помощью устройства для обработки были измерены все свойства масла. Трансформаторное масло после обработки активированным БЕНТОНИТОМ было испытано. Свойства обработанного трансформаторного масла оценивали в двух периодах старения (полгода и один год). Сравнение электрических, физических, химических и термических свойств отработанного трансформаторного масла до и после обработки показано в таблице 2.Отработанное трансформаторное масло (образец U), образец U после обработки БЕНТОНИТОМ (образец T), образец T после полугодового старения (образец TI) и после одного года старения (образец TII).

    Результаты таблицы 2 показывают, что образец U имеет пробивное напряжение 22 кВ, а в процессе обработки значение пробивного напряжения достигает 68 кВ (образец Т). Значение пробивного напряжения для образца после полугодового старения составляет 61 кВ (образец TI) и 60 кВ для образца TII одного года старения.Снижение напряжения пробоя для образцов TI и TII составляет 10,3% и 11,8% соответственно.

    Физические свойства, такие как; Содержание воды для образца U составляет 65 ppm, тогда как оно достигает 14 ppm для всех обработанных образцов (T, TI и TII). Вязкость образца U отработанного трансформаторного масла составляет 1,74 Энглера, но для всех обработанных образцов значение вязкости составляет 1,70 Энглера. Значение удельного веса для всех испытанных образцов составляет 0,877 г / см 3 . Цвет образца U темный, но он ясно виден во всех обработанных образцах, даже если образец TII выдержан в течение одного года, он прозрачен и не содержит взвешенных веществ и отложений.

    Исходя из химических свойств, общая кислотность образца U составляет 0,2 мг КОН / г масла, а для образца Т — 0,016 мг КОН / г масла. Общая кислотность для образца выдержанного масла в течение полугода (TI) все еще составляет 0,016 мг КОН / г масла, но достигает 0,022 мг КОН / г масла для образца, выдержанного в течение одного года (TII). Зольность образца U составляет 0,1%, а содержание углерода 0,08%. Но для всех обработанных образцов (T, TI и TII) содержание золы и углерода равно нулю.

    Температура вспышки при 15 ° C составляет 147 для образца U, а температура вспышки при 15 ° C составляет 148 для всех обработанных образцов трансформаторного масла (T, TI и TII).

    3.3. Сравнение процесса очистки и процесса переработки вторичного масла

    Утилизация отработанного трансформаторного масла — очень важный процесс во многих аспектах. У отработанного трансформаторного масла, выдержанного 36 лет, обнаружено ухудшение всех свойств масла. Кроме того, значения свойств выходили за пределы МЭК № 296. Например; напряжение пробоя уменьшилось,

    Таблица 2. Свойства отработанного трансформаторного масла до и после обработки активированным бентонитом.

    Повышение содержания воды и общей кислотности, примесей, взвешенных веществ, отложений и углерода, изменение цвета на темно-коричневый с появлением запаха.

    Процесс очистки улучшил свойства масла на определенные значения, но процесс обработки активированным BENTONITE значительно улучшил все значения свойств масла.

    3.3.1. Электрические свойства

    На рис. 1 показано сравнение напряжений пробоя очищенного масла и масла, обработанного бентонитом.Согласно IEC No. 296, напряжение пробоя составляло от 30 до 50 кВ, в процессе очистки напряжение пробоя отработанного трансформаторного масла улучшалось с 22 до 64 кВ, а добавление активированного БЕНТОНИТА в процессе обработки улучшало напряжение пробоя с 22 кВ до 68 кВ. Это означает, что напряжение пробоя улучшилось в процессе очистки почти на 190,9%, в то время как в процессе обработки Bentioniet оно улучшилось почти на 209,1%.

    На рисунке 1 видно, что после полугода эксплуатации напряжение пробоя переработанного трансформаторного масла достигло 57 кВ для образца PI и 61 кВ для образца TI.После одного года эксплуатации напряжение пробоя переработанного трансформаторного масла достигло 42 кВ для образца PII и 60 кВ для образца TII. Это означает, что активированный БЕНТОНИТ повысил электрические характеристики отработанного трансформаторного масла, так что пробивное напряжение было улучшено почти на 7% в образце, полученном после полугодового старения, по сравнению с образцом очищенного масла без использования БЕНТОНИТА. Что касается образцов, выдержанных в течение одного года, образец, обработанный БЕНТОНИТОМ, был значительно улучшен почти на 42,9% по сравнению с очищенным образцом без использования БЕНТОНИТА.

    Наблюдение за ухудшением свойств масла показывает, что после одного года старения напряжение пробоя трансформаторного масла снижается на 15 кВ для очищенного масла, тогда как оно уменьшается всего на 1 кВ для масла, обработанного бентонитом.

    3.3.2. Физические свойства

    Физические свойства, такие как; содержание воды (ppm) колеблется от 13 до 30 ppm согласно IEC No. 296, а отработанное трансформаторное масло достигло 65 ppm. На Рисунке 2 показано сравнение улучшения содержания воды между очищенным старым трансформаторным маслом и активированным старым трансформаторным маслом, обработанным бентонитом.

    Из результата рисунка 2 можно заметить, что содержание воды улучшилось после очистки трансформаторного масла, достигнув 18 ppm. При использовании активированного бентонита для обработки старого трансформаторного масла (выдержка 40 лет) содержание воды достигло 14 частей на миллион. После полугодовой эксплуатации трансформаторного масла содержание воды в очищенном масле составило 28 ppm, через год оно достигло 34 ppm. Но содержание воды в трансформаторном масле, обработанном бентонитом, оставалось 14 ppm даже после года эксплуатации.Это может быть связано со способностью активированного бентонитового материала поглощать влагу из трансформаторного масла.

    Рис. 1. Напряжения пробоя очищенного масла и масла, обработанного БЕНТОНИТОМ.

    Рис. 2. Содержание воды (ppm) в старом трансформаторном масле после очистки и обработки активированным бентонитом.

    Вязкость отработанного трансформаторного масла составила 1,74 по шкале Энглера. После очистки масла вязкость составляла 1.72 Энглера, и продолжала оставаться на том же уровне даже после одного года работы. В то время как значение вязкости составляло 1,70 по Энглеру после использования бентонитового материала, а также достигало того же значения даже после одного года эксплуатации.

    Удельный вес при 15,5 ° C составлял 0,877 г / см 3 для состаренного трансформаторного масла. Оно увеличилось до 0,879 г / см 3 для очищенного масла, но с использованием активированного бентонита для обработки трансформаторного масла оно все еще составляло 0,877 г / см 3 . После полугода эксплуатации трансформаторного масла удельный вес очищенного масла составил 0.882 г / см 3 и 0,878 г / см 3 через год эксплуатации. В случае лечения активированным БЕНТОНИТОМ удельный вес был по-прежнему 0,877 г / см 3 и не изменился в течение одного года работы.

    Отработанное трансформаторное масло имеет темный цвет даже после очистки и непрерывного использования в течение одного года. Но цвет всех образцов, обработанных бентонитом, ясен даже после одного года эксплуатации, и они не содержат взвешенных веществ и отложений.

    3.3.3. Химические свойства

    Согласно IEC No. 296, общая кислотность не более 0,03 мг КОН / г масла. Старое трансформаторное масло до очистки или до обработки имеет общую кислотность 0,2 мг КОН / г масла, что означает, что она превышает пределы IEC почти на 85%. Но общая кислотность снизилась почти на 60% для очищенного масла (0,08 мг КОН / г масла) и на 92% для масла, обработанного БЕНТОНИТОМ (0,016 мг КОН / г масла).

    После полугодовой выдержки общая кислотность очищенного трансформаторного масла повысилась до 0.09 мг КОН / г масла, но это было то же самое значение 0,016 мг КОН / г масла для трансформаторного масла, обработанного бентонитом. После одного года старения общая кислотность очищенного трансформаторного масла увеличилась до 0,11 мг КОН / г масла и 0,022 мг КОН / г масла для трансформаторного масла, обработанного бентонитом.

    Переработка отработанного трансформаторного масла с очисткой или обработкой бентонитом показывает отсутствие золы и углерода даже после одного года эксплуатации.

    3.3.4.Термические свойства

    Температура вспышки при 15 ° C для отработанного трансформаторного масла составляла 147 ° C; следовательно, значение согласно IEC No. 296 — 154˚C. Температура вспышки составляла 148 ° C как в очищенном, так и в трансформаторном масле, обработанном бентонитом, и оставалась на том же уровне даже после одного года эксплуатации.

    4. Вредное воздействие на окружающую среду отработанных трансформаторных масел

    1) Отработанное трансформаторное масло классифицируется как экологически опасные отходы из-за его химической реакции, токсичности, воспламеняемости или способности взрыва.

    2) Обычно трансформаторное масло считается нелетучим тяжелым металлом и имеет высокий молекулярный вес. Когда он проливается на землю, он легко распространяется по горизонтали и покрывает большую площадь, разделяющую воздух и слои почвы.

    3) Старое трансформаторное масло содержит некоторые токсичные химические вещества в результате добавок для улучшения свойств масла, таких как тяжелые металлы, органические материалы (фенол) и специальные синтетические трансформаторные масла, которые очень токсичны, канцерогены, растворимы в воде и проникают в почву. и подземные воды.

    5. Выводы

    Была проделана работа по изучению различных свойств, таких как электрические, физические, химические и термические свойства силового трансформаторного масла после 36 лет эксплуатации, а затем обработки активированным Bentoneit. Можно сделать следующие выводы:

    1) Значительное улучшение напряжения пробоя происходит после использования трансформаторного масла, обработанного активированным бентонитом, и достигает 68 кВ.

    2) После одного года старения трансформаторного масла, обработанного бентонитом, были достигнуты некоторые улучшения.Содержание воды улучшилось на 78,5%, общая кислотность на 89% и температура вспышки на 1 ° C.

    3) С экономической точки зрения фактическая стоимость одной тонны масла, обработанного активированным бентонитом, составляет всего 10% от цены масла. Бентонитовый рудный материал доступен во многих местах Египта по низкой цене.

    С экологической точки зрения, после процесса обработки активированным бентонитом отработанное трансформаторное масло, активированный бентонит фильтруется и может быть переработан путем повторного использования во многих областях, таких как рытье колодцев и формовка.

    6. ССЫЛКИ

    1. Х. И. Иньян и Л. Каанагбара, «Оценка срока службы электрического трансформатора по кинетике разложения масла», Journal of Energy Engineering, Vol. 133, No. 19, 2007, pp. 19-25. DOI: 10.1061 / (ASCE) 0733-9402 (2007) 133: 1 (19)
    2. Т. О. Роуз, «Минеральное изоляционное масло в трансформаторах», IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 14, № 3, май-июнь 1998 г., стр. 6–16. DOI: 10.1109 / 57.675572
    3. B.Гарсия, Дж. К. Бургос, А. М. Алонсо и Дж. Санс, «Модель влажности масла в масле для мониторинга силового трансформатора — Часть I: Теоретические основы», IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. 20, 2005, с. 1417-1422. doi: 10.1109 / TPWRD.2004.832366
    4. М. Г. Даникас, «Пробой трансформаторного масла», IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 6, No. 5, сентябрь-октябрь 1990 г., стр. 27-34. doi: 10.1109 / 57.63080
    5. Г. Чен и М. Х. Зубер, «Предварительные характеристики загрязненного силового трансформаторного масла», Годовой отчет — Конференция по электрической изоляции и диэлектрическим явлениям (CEIDP 2007), Ванкувер, 14-17 октября 2007 г., стр. .659-662.
    6. JR Lucas, DC Abeysundara, C. Weerakoon, KBMI Perera, KC Obadage и KAI Gunatunga, «Распределительный трансформатор с изоляцией из кокосового масла», 8 th Annual Conference of the IEE, Sri Lanka, 2001.
    7. K. Longva, «Распределительные трансформаторы на основе сложных эфиров, повышающие надежность и экологическую безопасность», Северный симпозиум по изоляции, Тронхейм, Норвегия, 13-15 июня 2005 г.
    8. У. Гафверт, Г. Фримпонг и Дж.Фур, «Моделирование диэлектрических измерений на силовых трансформаторах», Сигре, Париж, 1998.
    9. З. Т. Яо и Т. К. Саха, «Разделение воздействий старения и влаги на деградацию изоляции трансформатора с помощью измерений поляризации», Сигре, Париж, 2002.
    10. TV Oommen, «Растительные масла для трансформаторов с жидким наполнением», IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 18, № 1, январь-февраль 2002 г., стр. 6–11. DOI: 10,1109 / 57,981322
    11. Р.Фергюсон, А. Лобейрас и Дж. Сабау, «Взвешенные частицы в жидкой изоляции силовых трансформаторов», IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 18, No. 4, июль-август 2002 г., стр. 17–23. doi: 10.1109 / MEI.2002.1019902
    12. Р. Блю, Д. Уттамчандани и О. Фариш, «Инфракрасное обнаружение деградации изоляции трансформатора из-за ускоренного теплового старения», IEEE Transactions on Dielectric and Electric Insulation, Vol. 5, No. 2, April 1998, pp. 165-168. DOI: 10,1109 / 94,671924
    13. I.Л. Хозиер, А. С. Воан, С. Дж. Саттон и Ф. Дж. Дэвис, «Химические, физические и электрические свойства состаренного додецилбензола: термическое старение смешанных изомеров в воздухе», IEEE Transactions on Dielectrics and Electric Insulation, Vol. 14, No. 5, 2007, pp. 1113-1124. doi: 10.1109 / TDEI.2007.4339470
    14. IL Hosier, AS Vaughan и SJ Sutton, «Поведение при старении смесей додецилбензол / минеральное масло», Годовой отчет — Конференция по электрической изоляции и диэлектрическим явлениям (CEIDP 2007), Ванкувер, 14-17 октября 2007, стр.69-72.
    15. П. Аксамит, Д. Змарзли, Т. Бочар и М. Шмехта, «Свойства старения трансформаторных масел, допированных фуллереном», Протокол конференции Международного симпозиума IEEE по электроизоляции (ISEI) 2010 г., Сан-Диего, 6-9 июня 2010.

    ПРОЦЕДУРА ЗАПОЛНЕНИЯ И ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

    В этой статье мы обсудим трансформаторное масло, испытания трансформаторного масла, масло, используемое в трансформаторе, БДВ трансформаторного масла.

    ПРОЦЕДУРА ЗАПОЛНЕНИЯ МАСЛА ТРАНСФОРМАТОРА

    Промывка и вакуумирование бака трансформатора должны выполняться в соответствии с рекомендациями производителя.
    Нагрев и фильтрация изоляционного трансформаторного масла и заливка должны выполняться в соответствии с рекомендациями производителя.
    Удалите образец изоляционного трансформаторного масла в соответствии с ASTM D-923 . Образец должен быть испытан на следующее:

    а) Напряжение пробоя диэлектрика.

    б) Число нейтрализации кислоты.
    c) Удельный вес.
    г) Межфазное напряжение.
    e) Цвет
    f) Визуальное состояние.
    г) Вода в изоляционной жидкости.
    ч) Коэффициент рассеяния или коэффициент мощности. ANSI / IEEE C57.106

    Удалите образец изолирующего трансформаторного масла в соответствии с ASTM D-3613 и проведите испытание для анализа растворенных газов (DGA). ANSI / IEEE C57.104 или ASTM D3612, NETA, ATS-Sec.7.2.2.2.11
    Температурные устройства должны быть установлены и проверять настройку и работу.

    • Вентиляторы и насосы охлаждения должны работать правильно, а двигатели вентиляторов и насосов должны иметь правильную защиту от перегрузки по току, если применимо. НЕТА, ATSSec.7.2.2.1.11 .
    • Необходимо проверять правильность уровня жидкости во всех резервуарах и втулках. NETA, ATS-раздел 7.2.2.1.13.
    • Работа всех цепей сигнализации, управления и отключения должна проверяться с помощью индикаторов температуры и уровня, устройства сброса давления и реле давления неисправности, если применимо. NET A, ATS-Sec. 7 .2.2.1.10 .
    • Бак трансформатора должен соответствовать требованиям стандарта SAES-P-111 , разд. 9.
    • Испытание сопротивления изоляции должно выполняться до и после установки ограничителей перенапряжения.
    • Заземление разрядника должно соответствовать SAES-P-107, разд. 11.3.
    • Вентиляторы и насосы охлаждения должны работать. (7.2.2.1.11) NETA, раздел ATS 7.2.2.3.3.1.2 .
    • Изоляционное трансформаторное масло должно быть испытано на: -диэлектрическое напряжение пробоя, содержание воды, число нейтрализации кислоты, удельный вес, межфазное напряжение, визуальное состояние, цвет, испытания коэффициента мощности. NETA, ATS-раздел 7.2.2.2.10 и ANSI / IEEE C57.106.

    В этой статье вы узнаете: трансформаторное масло , испытание трансформаторного масла, масло, используемое в трансформаторе, БДВ трансформаторного масла.

    Процедура обработки и заливки масла утвержденной третьей стороной

    Участок приема и обработки трансформаторного масла.

    • Проверьте уплотнение поставленных масляных бочек. Незапечатанные бочки следует отложить в сторону и не включать в заправку.Никогда не допускайте попадания незапечатанных бочек, небольшое количество растворителей, гидравлических и моторных масел, дизельного топлива и воды в конечном итоге поставит под угрозу весь процесс.
    • Произвольно проверьте отбор проб масла, поступившего в бочки на разных поддонах.
    • Отбор проб нефти, поступающей в контейнер для массовых грузов, должен производиться по одной пробе из каждого контейнера.

    Масло и обработка масла трансформатора.
    • Разместите установку по переработке и наливу масла на очищенную территорию рядом с трансформатором.Жесткая баррикада, чтобы гарантировать, что только уполномоченный персонал находится в зоне розлива и обработки.
    • Поместите масло в бочки рядом с блоком подготовки и заливки масла рядом с его всасывающим патрубком для забора масла.
    • Подсоедините всасывающий патрубок к масляной бочке с помощью гидравлического шланга.
    • Блок обработки и заливки масла всасывает масло из бочек в нагревательный бак, затем дегазирует блок и заливает его в трансформатор. Трансформатор
    • Идет заливка масла, по очереди открывайте вентиль радиатора, пока радиатор не заполнится маслом.
    • Залейте масло до желаемого уровня на указателе уровня масла. Уровень должен совпадать с уравнением уровня масла относительно отметки температуры на указателе температуры масла.
    • Датчик температуры предназначен для индикации температуры верхней жидкости в резервуаре.
    После заполнения трансформатора следует циркуляция масла.
    • Подсоедините шланг возврата масла к верхней части основного бака трансформатора.
    • Подсоедините маслосборный шланг к нижней части основного бака трансформатора.
    • Запустить непрерывную циркуляцию масла до 24 часов.
    • Этот шаг необходим для дополнительной сушки масла, сердечника и обмотки трансформатора.
    • Наконец, возьмите примерно (1) литр масла для испытания на электрическую прочность и других испытаний, необходимых для определения полезного масла.
    • Трансформатор с манометром / вакуумметром. Если показания манометра нулевые и не меняются, трансформатор следует проверить на предмет возможной утечки. Утечка позволит влаге и воздуху проникнуть в трансформатор, что может повредить изоляцию и масло.
    Дополнительная процедура по требованию утвержденной третьей стороны

    Баллон с азотом (N2) и удаление азота (N2) из ​​резервуара

    • Проветрите газовое пространство сухим воздухом, чтобы удалить из него газообразный азот. это содержит.
    • Сухой воздух следует использовать для вентиляции внутренней части резервуара, когда он открыт для внутренней установки.
    • Температура сухого воздуха, поступающего в трансформатор, должна быть не ниже температуры трансформатора и не менее чем на 10 ° выше точки росы наружного воздуха.
    • В трансформатор должен подаваться сухой воздух, чтобы создать поток воздуха через отверстие в крышке.
    • Точка росы в трансформаторе никогда не должна быть выше 20 ° F.
    • Когда требуется азот, используемый азот должен иметь точку росы не выше -50 ° C (-58 ° F), а общее количество примесей не должно превышать 0,1% по объему. 7.7.1.7 Азот может быть получен в стальных баллонах высокого давления, или в некоторых местах в изолирующих контейнерах низкого давления в жидкой форме, или в некоторых местах в изолирующих контейнерах низкого давления в жидкой форме.
    • Когда азот подается из баллона высокого давления, необходимо использовать соответствующий регулирующий клапан, подающий газ в бак трансформатора.
    • Цилиндр не следует опорожнять полностью, его следует вернуть поставщику с остаточным давлением не менее 25 фунтов на квадратный дюйм.

    В этой статье ознакомьтесь с некоторыми важными ключевыми словами: трансформаторное масло , испытание трансформаторного масла, масло, используемое в трансформаторе, bdv трансформаторного масла.

    Требования к давлению вакуума во время заливки масла: утвержденной стороной
    • Когда трансформатор должен быть заполнен или доливан в полевых условиях, он должен быть заполнен под вакуумом в соответствии с конкретными инструкциями.(Эти конкретные инструкции предоставляются Продавцом).
    • Трансформатор нельзя оставлять под вакуумом, кроме как во время операции вакуумного заполнения.
    • Утечки во временных трубопроводах и соединениях могут привести к попаданию влаги в резервуар, если он находится под вакуумом в периоды высокой влажности или во время дождя.
    • Рекомендуется, чтобы во время дождя в резервуаре было положительное давление, чтобы предотвратить попадание влаги в резервуар.
    Приблизительное время (час) до отключения вакуума: утвержденной третьей стороной

    Время вакуума зависит от номинальных характеристик трансформатора, напряжения и технических требований компании.

    Процесс устранения вакуума: утвержденной третьей стороной
    • Манометр показывает давление газа в резервуаре относительно атмосферного давления.
    • Устройство сброса давления будет выпускать газы из баллона, когда существует избыточное давление в баллоне.
    • Устройство состоит из самовозвратной подпружиненной диафрагмы и механического индикатора работы (семафор).
    • Максимальное давление в баллоне, при котором устройство сброса давления будет оставаться закрытым, указано на паспортной табличке устройства сброса давления.
    • Если давление в баллоне превысит значение, указанное на паспортной табличке устройства сброса давления, давление газа поднимет диаграмму, сбросит избыточное давление и отключит семафор.
    • Устройство сброса давления выдерживает полный вакуум, и его не нужно снимать с бака трансформатора во время вакуума.
    • Крышка может быть прикреплена болтами к предохранительному устройству.
    • При поставке вытяжка должна выводиться наружу.

    Ключевые слова: трансформаторное масло , испытание трансформаторного масла, масло, используемое в трансформаторе, bdv трансформаторного масла.

    Трансформаторное масло, Испытание трансформаторного масла, Масло используемое в трансформаторе, BDV трансформаторного масла.

    Как это:

    Нравится Загрузка …

    Повышенная отказоустойчивость сети | Масло для силовых и распределительных трансформаторов FR3

    Оптимизация производительности и эффективности

    Результаты, которые вы хотели бы видеть в своем парке трансформаторов — увеличенный срок службы оборудования, сокращение объема обслуживания, минимизация или устранение количества отказов и повышение эффективности системы, а также экономия затрат и предоставление вашим сообществам повышенного качества обслуживания и доступности электроэнергии — могут быть сложно достичь всего сразу.Использование минерального масла в качестве масла для силового и распределительного трансформатора снижает вероятность получения оптимальных результатов.

    Первоначально международные стандарты были написаны для определения конструкции трансформаторов, заполненных минеральным маслом. Они рассчитаны на температуру горячей точки 95 ° C и среднее повышение температуры обмотки (AWR) 55 ° C для систем твердой изоляции с использованием стандартной целлюлозы (нейтральная крафт-бумага), а также на температуру горячей точки 110 ° C и AWR 65 ° C для систем твердой изоляции. использование термически улучшенной крафт-бумаги (TUK) для достижения ожидаемого срока службы трансформатора (определяется как 20.55 лет в соответствии с руководством по загрузке IEEE (IEEE C57.91)). Принятый термический класс нейтральной крафт-бумаги, погруженной в минеральное масло, составляет 105, а термический класс термически улучшенной крафт-бумаги (TUK), погруженной в минеральное масло, составляет 120.

    Трансформаторы, заполненные минеральным маслом, имеют соответствующие ограничения, позволяющие выдерживать кратковременные и длительные перегрузки. 1 Превышение верхнего предела для масла (<110 ° C) создает риск ускоренного термического разложения, а также связанного с этим быстрого потемнения масла и образования осадка.Кроме того, при таких температурах минеральное масло неспособно впитывать влагу (воду), мигрирующую из изоляционной бумаги со скоростью, эквивалентной миграции воды, вызывая «пузыри» (с микропузырьками в жидкости) с риском диэлектрического разрушения. .

    Со временем эксплуатация трансформаторов с минеральным маслом при высоких температурах ускоряет старение изоляционной бумаги, сокращая срок службы трансформатора и снижая общую надежность трансформатора. Узнайте больше о влиянии относительно низкой точки насыщения минерального масла и плохой устойчивости к влаге по сравнению с жидкостью FR3.

    Факты о допустимой нагрузке гибкой жидкости FR3

    Повышенный спрос на электроэнергию из-за постоянно растущего населения, электрификации транспорта (например, более широкое использование электромобилей) и других факторов обусловил потребность в отраслевых и рыночных инновациях. Жидкость FR3, используемая для определения международных стандартов IEE, ASTM и IEC для диэлектрической жидкости на основе природного сложного эфира, является одной из таких инноваций, которая продолжает лидировать в развитии электроэнергетики.

    В настоящее время используются стандарты системы высокотемпературной изоляции IEC 6007-14 и IEEE C57.154 выдерживают повышение температуры горячей точки на 15 ° C или 20 ° C в трансформаторах, заполненных жидкостью FR3 и использующих нейтральную или термически улучшенную крафт-бумагу (TUK) (соответственно). Нейтральную бумагу и бумагу TUK, погруженную в жидкость FR3, можно отнести к термическому классу 120 и 140 (соответственно).

    Более высокие допустимые участки перегрева и более высокие термические классы изоляционной бумаги позволяют увеличить нагрузочную способность трансформатора до 20%, а трансформатор, заполненный жидкостью FR3, может работать при этих более высоких температурах без ущерба для срока службы или надежности трансформатора. 2

    Воспользуйтесь более высокой термической способностью

    Высокотемпературная изоляционная способность трансформаторов без свободного дыхания, заполненных жидкостью FR3, дает вам возможность увеличить нагрузочную способность до 20%, продлить срок службы оборудования или использовать комбинацию обоих этих преимуществ для лучшей оптимизации характеристик трансформатора. При использовании жидкости FR3 и термически улучшенной крафт-бумаги (бумага TUK) или при использовании трансформатора, предназначенного для использования жидкости FR3, повышенная грузоподъемность может быть еще выше.

    Изучите взаимосвязь между температурой горячих точек и сроком службы как для жидкости FR3, так и для минерального масла, и откройте для себя преимущества жидкости FR3.

    1. Стандарты см. В IEEE C57.91-2011, Руководстве IEEE по загрузке стабилизаторов напряжения, погруженных в шахтную нефть, и регуляторов напряжения.

    2. См. Стандарт IEEE C57.154 по проектированию, испытаниям и применению распределительных, силовых и регулирующих трансформаторов, погруженных в жидкость, использующих высокотемпературные системы изоляции и работающих при повышенной температуре, 20 октября 1012 г.

    Продукты и услуги, описанные на этом веб-сайте, могут быть доступны не во всех юрисдикциях и не для всех лиц.

    TotalEnergies Смазочные материалы для трансформаторов | v2lubricants

    Наши масла для трансформаторов

    Отключение электроэнергии — одна из самых серьезных угроз для функционирования нашего общества. Трансформаторы, составляющие основу современных энергосетей, должны быть абсолютно надежными, чтобы обеспечивать стабильное и отказоустойчивое электроснабжение в любое время.

    Растущее беспокойство по поводу надежности и эффективности электрических сетей способствует использованию альтернативных изоляционных жидкостей, которые повышают безопасность и срок службы трансформаторов без ущерба для окружающей среды.

    В рамках нашего стремления к повышению энергоэффективности TotalEnergies Lubricants является одним из немногих поставщиков, предлагающих полный ассортимент традиционных и альтернативных трансформаторных масел для поддержки стабильности сети и модернизации электрической инфраструктуры.

    Наши диэлектрические жидкости и изоляционное масло: ISOVOLTINE

    Масла

    ISOVOLTINE чрезвычайно эффективны благодаря своей способности изолировать компоненты трансформатора и обеспечивать эффективное охлаждение в системе. Кроме того, они обеспечивают превосходную защиту от окисления и предотвращают износ сердечника, обмоток и других изоляционных материалов.

    ISOVOLTINE предлагает превосходные изоляционные свойства благодаря высокому диэлектрическому напряжению пробоя, объемному удельному сопротивлению, межфазному поверхностному натяжению и отсутствию полярных веществ.

    Эта серия также обеспечивает выдающуюся стойкость к окислению, очень высокий уровень чистоты, который сводит к минимуму факторы мощности и помогает предотвратить повышение температуры, отличные охлаждающие свойства благодаря хорошей текучести и теплопередаче, а также эффективную защиту оборудования благодаря некоррозионным свойствам и очистке. характеристики.

    Наши биоразлагаемые смазочные материалы для трансформаторов: ISOVOLTINE BIO

    .

    Альтернативные жидкости набирают популярность во всем мире не только из-за их зеленого имиджа.Диэлектрические жидкости на основе эфиров уже зарекомендовали себя в распределительных и силовых трансформаторах.

    Технические возможности сложных эфиров практически безграничны, их финансовые преимущества уже измеримы для производителей оборудования, которые могут оптимизировать конструкцию своих трансформаторов и обеспечить экономию средств для конечных пользователей.

    Другие приложения

    % PDF-1.4 % 1 0 объект >>> эндобдж 2 0 obj > поток 2021-07-14T16: 40: 33 + 08: 002021-07-14T16: 40: 38 + 08: 002021-07-14T16: 40: 38 + 08: 00Adobe InDesign 16.2 (Windows) uuid: 22e1be18-a239-452c-8506-d8792aa2d940xmp.did: FA7F1174072068119300F01106648680xmp.id: 42be06e9-efc4-e84e-91bc-f1c82f9946c568bid: bdf6mp2f9946c568dfc-pdf: cb11-a745-ae2f-25bc532ceeedxmp.did: FA7F1174072068119300F01106648680 по умолчанию

  • преобразовано из приложения / x-indesign в приложение / pdfAdobe InDesign 16.2 (Windows) / 2021-07-14T16: 40: 33 + 08: 00
  • application / pdf Adobe PDF Library 15.0 Ложь конечный поток эндобдж 8 0 объект > эндобдж 9 0 объект > эндобдж 3 0 obj > эндобдж 5 0 obj / LastModified / NumberOfPageItemsInPage 5 / NumberofPages 1 / OriginalDocumentID / PageItemUIDToLocationDataMap> / PageTransformationMatrixList> / PageUIDList> / PageWidthList >>>>> / Resources> / Font> / ProcSet [/ PDF / Text / ImageC] / XO 0.0 0,0 612,0 792,0] / Тип / Страница >> эндобдж 6 0 obj / LastModified / NumberOfPageItemsInPage 9 / NumberofPages 1 / OriginalDocumentID / PageItemUIDToLocationDataMap> / PageTransformationMatrixList> / PageUIDList> / PageWidthList >>>>> / Resources> / Font> / ProcSet [/ PDF / Text] / XrimObject [/ PDF / Text] / XrimObject 612.0 792.0] / Тип / Страница >> эндобдж 7 0 объект / LastModified / NumberOfPageItemsInPage 9 / NumberofPages 1 / OriginalDocumentID / PageItemUIDToLocationDataMap> / PageTransformationMatrixList> / PageUIDList> / PageWidthList >>>>> / Resources> / Font> / ProcSet [/ PDF / Text / ImageC] / XO 0.Zs

    Замена трансформаторов жидкостями на основе сложных эфиров MIDEL

    Повторное заполнение — это процесс замены изоляционной жидкости на основе минерального масла в существующем трансформаторе на жидкость MIDEL. Таким образом, модернизирует трансформатор , обеспечивая при этом другие преимущества.

    Обновите трансформатор с помощью MIDEL:

    1. Имеет финансовый смысл — получите все преимущества MIDEL, не вкладывая средства в новый трансформатор
    2. Устранение риска возгорания — высокая точка воспламенения жидкостей MIDEL исключает возможность возгорания трансформатора, тем самым защищая жизни и имущество плюс , повышая непрерывность бизнеса
    3. Избегайте риска загрязнения окружающей среды — Жидкости MIDEL легко разлагаются микроорганизмами, в отличие от минерального масла, которое одновременно токсично и не разлагается микроорганизмами.MIDEL не нанесет вреда окружающей среде, будь то утечка жидкости из-за незначительной утечки или катастрофического отказа трансформатора
    4. Демонстрируйте корпоративную социальную ответственность — замена трансформатора с помощью MIDEL демонстрирует приверженность вашим сотрудникам, клиентам и окружающей среде без необходимости инвестировать в новый трансформатор
    5. Рекомендовано страховыми компаниями — страховые компании, такие как FM Global, признают, что все трансформаторы подвержены риску выхода из строя, который может привести к пожару или ущербу окружающей среде, а также может отрицательно повлиять на непрерывность бизнеса.Они регулярно рекомендуют своим клиентам заменять трансформаторы на минеральном масле жидкостями MIDEL
    6. .
    7. Увеличение срока службы трансформатора, замена трансформатора задержки — использование MIDEL продлит срок службы трансформатора и задержит инвестиции в замену нового трансформатора. Превосходные водостойкие свойства MIDEL значительно увеличивают срок службы твердой изоляции, тем самым продлевая срок службы трансформатора. MIDEL также успешно использовался для сушки влажной изоляции и обеспечения возможности возобновления эксплуатации влажных трансформаторов
    8. Сокращение эксплуатационных расходов — обслуживание трансформаторов на минеральном масле может быть дорогостоящим — рассмотрите операции по фильтрации масла и техническое обслуживание систем пожаротушения.Использование MIDEL может помочь снизить эксплуатационные расходы на обслуживание. МИДЕЛ также более устойчиво к проникновению влаги, чем минеральное масло. В зонах, подверженных воздействию повышенной влажности, замена трансформаторов жидкостями MIDEL приведет к повышению надежности
    9. Уменьшение площади подстанции — Глобальные рекомендации FM означают, что трансформаторы MIDEL требуют значительно меньше места по сравнению с трансформаторами на минеральном масле.

      Добавить комментарий

      Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *