Анализ трансформаторного масла: определяем содержание влаги

анализ трансформаторного масла

Технические требования к трансформаторным маслам нормируются государственными стандартами, однако они не содержат норм по содержанию влаги. Регламентация в этом случае осуществляется косвенно по ряду показателей – плотности, температуре вспышки, вязкости, содержанию КОН, диэлектрической прочности и др.

Определение влагосодержания в трансформаторных маслах предполагается сейчас стандартизированными методами. Это метод визуального контроля, гидрокальциевый метод и метод кулонометрического титрования, известный как метод Фишера. Первый из них является субъективным и позволяет определить только факт содержания влаги в трансформаторном масле. Другие методы достаточно громоздки и трудоемки, требуют отбора проб масла и являются эпизодическими.

В настоящее время разрабатываются и применяются методы контроля изоляции без вывода оборудования из эксплуатации (под рабочим напряжением), что позволяет повысить эффективность диагностики, а также автоматизировать процесс контроля. При этом существуют два варианта: ранняя диагностика и сигнализация предельных состояний.

В реальных условиях эксплуатации нет прямых методов определения интенсивности старения изоляционной жидкости. Поэтому приходиться пользоваться косвенные методы, которые состоят в анализе параметров, меняющихся в результате абсорбции, проводимости, поляризации или ионизации. В первую очередь необходимо говорить о комплексной проводимости изоляции, добротности, диэлектрических потерях, емкости. Для отбраковки масла достаточно выхода значений контролируемых параметров за пределы установленных значений.

Для контроля силовых трансформаторов без вывода их из работы используются специальные диагностические комплексы, которые позволяют автоматически измерять комплексную проводимость изоляции, tgδ, емкость изоляции и частичные разряды.