На что влияет стандартная диагностика силовых трансформаторов

Проблемы диагностики состояния силовых трансформаторов

В статье показаны проблемы, возникающие при организации работ по диагностике высоковольтных силовых трансформаторов. Автор приводит примеры анализа и практику интерпретации данных, полученных хроматографическим, физико-химическим, тепловизионным и другими методами измерений при обследовании оборудования; показывает какую роль в принятии решений играет личный опыт и квалификация специалистов по диагностике.

Практика обследования силовых трансформаторов 110 кВ и выше показывает, что нередки случаи неверного подхода и непонимания специалистами самой сути диагностики. Как правило, особенно начинающие специалисты считают, что, если они измерили какие-либо характеристики и тут же выдали заключение — это и есть диагностика. Такое мнение совершенно неверно. Основная диагностика проводится не на объекте, а до того, как бригада приступила к измерениям. На объекте как правило идет проверка того, что мы уже ожидаем от конкретного трансформатора — мы ищем подтверждения ранее выдвинутым предположениям о наличие, виде и степени дефекта. Хороший специалист по диагностике нередко способен угадать место и вид дефекта, основываясь только на субъективных данных и интуиции и исходя из опыта ранее проведенных обследований.

Проблемы диагностики состояния силовых трансформаторов.

Рисунок 1. Автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/220/110.

Диагностика начинается с изучения документации на трансформатор, как бы банально это не звучало. Изучая документацию, специалист уже должен представлять себе область расположения дефекта, системы и узлы, на которые следует обратить особое внимание, а также оценивает какие методы диагностики будут эффективны в конкретном случае.

Прогнозирование состояния оборудования.

Начинать анализ состояния трансформатора нужно с параметров трансформаторного масла. Около 90% процентов дефектов можно определить по результатам хроматографического (ХАРГ) и физико-химического (ФХА) анализов масла.

По ХАРГ, помимо определения соотношений характерных газов, нагляднее и удобнее всего строить график изменения содержания растворенных газов (в граничных концентрациях) во времени (рисунок 2). Затем необходимо сопоставить все существенные изменения концентраций газов с событиями, связанными с эксплуатацией и ремонтом данного оборудования. Например, доливка трансформаторного масла, выход из строя системы охлаждения, перегрузка трансформатора, протекание через трансформатор токов КЗ, сварочные работы на баке трансформатора и т.п. Это позволяет определить является ли превышение содержания растворенных газов следствием возникновения дефекта или реакцией трансформатора на внешние воздействие, которое не угрожает выходу его из строя.

На рис. 2 красной стрелкой показан момент возникновения дефекта. За это время автотрансформатор не подвергался аварийным воздействиям и работал в нормальном режиме. Единственным внешним фактором, произошедшим за данный период, стала доливка трансформаторного масла в бак автотрансформатора. С наибольшей вероятностью именно это событие повлияло на рост концентрации газов. При этом результаты ФХА (высокое пробивное напряжение и низкое влагосодержание трансформаторного масла) исключали замыкание в крепежной системе магнитопровода из-за увлажнения изоляционных конструкций.

При проведении капитального ремонта трансформатора было выявлено наличие металлической стружки на магнитопроводе, что привело к замыканию отдельных пластин и местному перегреву магнитопровода (рисунок 3). Область дефекта находилась как раз в зоне патрубка, через который доливали трансформаторное масло. Выяснилось, что для долива масла использовали неисправное оборудование — в его составе оказался дефектный масляный насос с поврежденный крыльчаткой. В итоге в бак автотрансформатора долили загрязненное масло, что и вызвало локальный перегрев и характерное повышение концентрации газов.

Рисунок 2. Рост граничных значений газов в автотрансформаторе типа АТДЦТН-200000/220/110.

Рисунок 3. Металлическая стружка на магнитопроводе и ярмовых балках. Фотографии сделаны перед вскрытием автотрансформатора с применением видеоэндаскопа.

Если ХАРГ с высокой долей вероятности указывает на наличие развивающихся дефектов в баке трансформатора, то ФХА параметров трансформаторного масла в баке трансформатора и баке переключающего устройства позволяет прогнозировать общее состояние изоляции трансформатора.

Рисунок 4. Трансформатор типа ТРДН-32000/110.

Например, при обследовании трансформатора типа ТРДН-32000/110 на предмет продления срока эксплуатации сверх нормативного были получены следующие исходные данные. Анализ масла из бака трансформатора показал, что кислотное число масла в баке трансформатора достигло значения 0,12 мг/КОН при отсутствие антиокислительной присадки, а в баке РПН произошло снижение пробивного напряжения масла до 20 кВ при наличие механических примесей. Ревизия РПН не проводилась с момента ввода в эксплуатацию (около 30 лет). Соответственно при данных параметрах сопротивление всех обмоток будет в районе 5-10 МОм, а в обмотке ВН с большой долей вероятности будет зафиксирован высокий уровень частичных разрядов (ЧР). При таких результатах диагностики трансформатора продление его срока службы будет невозможным. Поэтому было рекомендовано до обследования заменить трансформаторное масло и в баке трансформатора и в баке РПН на новое, а также провести ревизию РПН. Замена масла в частности повысит уровень изоляции обмоток в 300-1000 раз. После проведения рекомендованных работ, было проведено полное обследование трансформатора. Все параметры трансформатора соответствовали НТД. Срок службы был продлен на 8 лет.

Проблемы диагностики.

Основная проблема для специалистов по диагностике в настоящее время, это отсутствие достоверных данных по оборудованию.

В первую очередь это связано со снижением уровня ведения эксплуатационной и ремонтной документации. Это связано с тем, что технический персонал перегружен лишней отчетностью и ему элементарно не хватает времени заниматься своими прямыми обязанностями по эксплуатации и ремонту оборудования.

Во вторую очередь — это нехватка квалифицированных кадров, отсутствие необходимых навыков и проблема с обучением. Сегодня много хорошей технической литературы. Можно самостоятельно найти 70-80% ответов на любые вопросы. Но к сожалению, у специалистов, нет желания учиться. С другой стороны, подход руководства: “Вот тебе дорогостоящий прибор иди и работай” — тоже не приемлем. А когда работают оба фактора получается совсем плохо.

Рисунок 7. Трансформатор типа ТДЦ-125000/110.

Простой пример. Приехала группа специалистов на объект (блочный трансформатор ТДЦ-125000/110, см. рис. 7) и начала с тепловизионного контроля. При этом предоставленные эксплуатирующим персоналом данные ХАРГ были в пределах граничных значений и указывали на отсутствие в трансформаторе дефектов. При обследовании выявили дефекты (рисунок 8), которые предполагают наличие в баке трансформатора повышенного содержания газов. Взяли повторно пробы масла и отправили в свою лабораторию. Анализ показал превышение граничных концентраций по всем газам в 2-3 раза, а ацетилена в 60 раз. Полученный результат подтверждался характером дефекта: коса отвода проходит через трубу ввода сообщающуюся с основным баком и крепится в его верхней части.

Кроме этого нагрев отдельных болтов указывал на проблемы с магнитной системой (замыкание стяжных шпилек, бандажей; обрыв магнитных шунтов, неисправность системы заземления). Поговорили с местными специалистами. Выяснилось, что персонал, выполняющий ХАРГ имеет электротехническое образование и не знает о необходимости проведения регламентных работ по чистке и калибровке хроматографа. Обучен только нажимать кнопки. Заблуждение, которое могло привести к серьезному повреждению оборудования.

Рисунок 8. Слева дефект узла крепления косы отвода к вводу 110 кВ, справа нагрев болтов разъема

Третья немаловажная проблема, это тендерная система заключения договоров на диагностику/обслуживание оборудования. Сейчас на один и тот же трансформатор каждый раз может приезжать новая бригада, начиная диагностику по сути с нуля, так как нет полной уверенности, что предыдущие специалисты правильно провели все измерения.

При этом в техническом задании на тендер прописаны почти все существующие методики проверки оборудования без учета их необходимости. Оценить зачастую просто некому. Получается своеобразная «стрельба по площадям». Случайность в выборе специалистов для обследования оборудования усугубляется тем, что во многих методиках конечный результат зависит от навыков и опыта специалиста, который делает измерения и интерпретирует полученные данные, от периодичности проведения измерений, а также от применяемого типа приборов. Это приводит к тому, что данные, полученные одним и тем же методом, но разными специалистами на разном оборудовании не всегда оказываются пригодными для анализа и сравнения.

Заключение.

С учетом сказанного, правильным и наиболее эффективным был бы возврат к системе центральных лабораторий энергосистем, когда за состояние всего парка оборудования в течении длительного времени эксплуатации отвечали одни и те же люди. Они имели необходимые навыки и принимали решения о тех или иных методах оценки состояния оборудования. Эти же специалисты должны участвовать и во всех крупных ремонтах, чтобы судить об эффективности проведенной ими диагностики. Большое количество единиц и разнообразие диагностируемого оборудования будет способствовать быстрому росту их навыков. Это позволит обеспечить должный уровень качества работ и поднимет диагностику на более высокий уровень развития.

Методы испытания силовых трансформаторов

Важно, чтобы при вводе в эксплуатацию и дальнейшем использовании оборудования оно было в хорошем состоянии. На его работоспособность влияет большое количество факторов, что сокращает срок службы техники. Мониторинг и проверка состояния трансформаторов дают возможность определить состояние оборудования, подобрать оптимальный способ корректировки, что повышает надежность и продлевает срок эксплуатации.

Что влияет на состояние силового трансформатора

Выделяют такие факторы, которые сокращают срок эксплуатации трансформаторов:

влияние температур (возможен перегрев и перегруз, а также нужно учитывать условия окружающей среды);
износ оборудования (на это влияют утечки, кислоты, вода, загрязнения, кислород);
механические влияния (например, оборудование может быть повреждено в ходе транспортировки, также влияет короткое замыкание, берут в расчет сейсмическую активность);
электрическое воздействие (учитывают ток КЗ, электрическое перенапряжение);
проблемы защиты (нарушения в работе РЗА).

Проводится ремонт, используют методы испытания трансформатора, что продлевает срок эксплуатации оборудования:

техническое обслуживание вспомогательных составляющих (это касается средств для поглощения влаги, переключения ответвлений, охлаждающих систем);
восстановительные работы для изоляции (ее сушат, обрабатывают маслом, при необходимости заменяют масла);
замена деталей (могут заменять такие части, как разрядники, насосы, уплотнители, вводы, вентиляторы).

Правильная оценка состояния и своевременный ремонт позволяют максимально рационально задействовать ресурс.

Для чего нужны испытания трансформатора

Силовой трансформатор представляет собой важный компонент, входящий в сложную энергетическую систему. Он обеспечивает электрическим питанием крупных и мелких потребителей. Это оборудование постоянно должно быть в исправном состоянии, чтобы не возникало сбоев.

Все методы испытания силовых трансформаторов разработаны для того, чтобы:

сократить количество аварий на электротехнике;
своевременно обнаруживать незаметные дефекты;
грамотно рассчитывать период эксплуатации и своевременно проводить ремонт узлов.

Испытания проводит завод-производитель. В дальнейшем тестирование требуется во время монтажа цепи, чтобы проверить, были ли получены дефекты в ходе транспортировки. В ходе эксплуатации тоже периодически проверяют электроустановки, чтобы предотвратить аварийные ситуации.

Порядок проведения проверки

В нормативных актах строго прописана схема проверки трансформаторов. Все начинается с определения условий для включения оборудования. Для этого берут данные из технического паспорта от компании-производителя. Там есть данные о мощности и классе напряжения. После этого используют специальный ремонт и испытание трансформаторов.

Измерение сопротивлений изоляции обмоток

Проверка сопротивления изоляции производятся посредством мегаомметра. На циферблате крайний показатель должен быть в 10 тыс. Ом. Перед тем, как начинать проверку, обмотки следует заземлить, причем минимум на 3 минуты. Тестирование дает возможность обнаружить скрытые поломки техники, определить, насколько увлажнен объект. Температура во время замеров сопротивления обмоток должна быть равной. Временные паузы – 15 секунд и 1 минута после того, как подается напряжение.

Измерение коэффициента трансформации

Специальные виды испытаний трансформаторов предполагают определение коэффициента трансформации, то есть его соответствие данным в техническом паспорте от поставщика. Кроме того, этот метод дает возможность понять, правильно ли подсоединены ответвления обмоток. Тестирование проводится на всех уровнях переключения. Отличие между заявленным в документе и реальным фактическим показателем не должны быть больше 2%.

Используется метод двух вольтметров. Он заключается в том, что подается напряжение к одной обмотке и параллельно подключается цепь 2 вольтметров. Дальше замеряют напряжение на обмотке и на второй обмотке трансформатора. После этого по специальной форме рассчитывают коэффициент трансформации. Его сравнивают с тем, что указан в паспорте.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Чтобы обнаружить дефекты в обмоточных проводах, которые переключают оборудование, во всех контактных соединения, проводятся специальные испытания. Перед тем, как проводить тестирование для определения сопротивления обмоток постоянному току, необходимо тщательно почистить от пыли и других загрязнений контактные детали. Замеры можно выполнять только после 3 полных циклов переключения на трансформаторе.

Лабораторные испытания трансформаторов следующие:

метод падения напряжения. Наиболее простой способ, который проводится с использованием амперметра и вольтметра. Сначала замеряют показатель падения напряжения и тока, потом делают расчеты по закону Ома;
мостовой метод. Этот способ считается более сложным в техническом плане. Понадобится измерительный стенд прибора. Замеряют активное сопротивление при разных показателях напряжения.

Значения сопротивления на всех ответвления должны могут отличаться от заявленных в паспорте данных максимум на 2% с учетом одинаковой температуры. Если же требуется пересчет температурных показателей, то допускается 5%.

Фазировка

Рассматривая испытания силовых трансформаторов виды испытаний, не стоит пропускать фазировку, то есть проверку совпадения по фазам и параметров вторичных напряжений на выводах. В замкнутой цепи вводы и выводы должны у трансформаторов должны совпадать по фазам. В общей цепочке находят тестовую точку. Для высоковольтных вводов задействуют временные перемычки, оперативный штанг. Если вводы низковольтные, то пользуются вольтметром.

Измерение холостого хода

Для номинального и малого напряжения фазометром замеряют ток холостого хода. Дальше полученные показатели пригодятся, чтобы рассчитать по формуле потребляемую активную мощность. Это и есть потери холостого хода трансформатора. Данные сравнивают с теми, что указаны в технической документации.

Испытание коротким замыканием

Трансформатор в ходе проверки испытывают коротким замыканием. Это необходимо, чтобы проверить цепь вторичной обмотки. В ходе тестирования получают данные тока в цепи, потери мощности, падению напряжения. Для испытания задействуют ваттметр, вольтметр, амперметр. Сначала тесты начинают при нулевом напряжении на входе, но постепенно его увеличивают. Полученную информацию сравнивают с показателями в техническом паспорте. Допускается отклонение в 5-10%.

Таким образом, постоянно проводится мониторинг всех деталей на наличие неисправностей. После обнаружения их обязательно устраняют. Это продлевает непрерывное функционирование силового трансформатора – чрезвычайно важного узла в системе энергоснабжения большого количества потребителей энергии. Все данные, полученные в ходе испытаний, фиксируют в протоколах и актах.

Силовые трансформаторы: диагностика, испытания, ремонт

Общие сведения

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока одного напряжения в другое. В городских распределительных сетях применяются, как правило, трансформаторы, понижающие напряжение до значений, целесообразных и допустимых по условиям подвода электроэнергии к потребителям.
По числу фаз трансформаторы разделяются на однофазные и трехфазные, по количеству обмоток различного напряжения – на двухобмоточные и трехобмоточные. Существуют также трансформаторы с расщепленными обмотками, обычно имеющие две одинаковые обмотки низшего напряжения.
Основными электрическими параметрами трансформаторов являются:

номинальная мощность Sном, т.е. значение полной мощности, на которую непрерывно в течение всего срока службы может быть нагружен трансформатор при номинальном напряжении и номинальных температурных условиях охлаждающей среды. Для двухобмоточных трансформаторов эта мощность соответствует мощности каждой из его обмоток. Для трехобмоточных трансформаторов, обмотки которых могут иметь разные мощности, за номинальную принимается мощность наиболее мощной обмотки. Для трансформатора с расщепленной обмоткой за номинальную принимается мощность обмотки высшего напряжения. Номинальные мощности двух расщепленных обмоток одинаковы и равны половине номинальной каждая;
номинальные напряжения обмоток Uном, соответствующие напряжениям холостого хода. При работе под нагрузкой с номинальным напряжением первичной обмотки напряжения других обмоток будут меньше своих номинальных значений на величину потери напряжения в трансформаторе. По номинальным напряжениям обмоток определяются: коэффициент трансформации двухобмоточного трансформатора как отношение номинального напряжения обмотки высшего напряжения ВН к номинальному напряжению обмотки низшего напряжения НН; коэффициенты трансформации каждой пары обмоток трехобмоточного трансформатора как отношения соответствующих номинальных напряжений;
номинальный ток обмотки Iном – ток, определяемый по номинальной мощности и номинальному напряжению обмотки. Для трехфазного трансформатора номинальный ток обмотки

Условные обозначения трансформаторов состоят из двух частей. В первой буквенной части указываются по порядку:

число фаз. Для однофазных трансформаторов используется буква О, для трехфазных – буква Т;
вид охлаждения. Для масляных трансформаторов при естественной циркуляции воздуха и масла используется буква М, при принудительной циркуляции воздуха (вентиляторы) и естественной масла – буква Д, при принудительной циркуляции воздуха (вентиляторы) и масла (насосы) – буквы ДЦ, при принудительной циркуляции охлаждающей масло воды и естественной циркуляции масла – буквы МВ, при принудительной циркуляции охлаждающей масло воды и масла – буква Ц. У сухих трансформаторов (с воздушным охлаждением) вторая буква обозначения – С.
вид исполнения. Для трехобмоточных трансформаторов используется буква Т (третья буква в обозначении), для трансформаторов с регулировкой напряжения под нагрузкой – буква Н, для трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения – буква Р (ставится после буквы, обозначающей число фаз).
Вторая, цифровая часть условных обозначений, имеет вид дроби, в числителе которой указывается номинальная мощность трансформатора в кВА, а в знаменателе – класс напряжения обмотки ВН в кВ.

Условное обозначение трансформатора, его заводской номер, основные параметры, схема и группа соединений обмоток а также некоторые другие данные указываются на заводской табличке, прикрепляемой к каждому трансформатору. Заводской номер дополнительно выбивается на крышке бака около ввода А и на верхней полке ярмовой балки со стороны выводов обмотки низкого напряжения.
Вводы трансформаторов маркируются следующим образом: для обмоток ВН используются заглавные буквы, для обмоток НН – прописные, начала обмоток обозначаются буквами А В С (а в с), концы – X Y Z (x y z).

Элементы конструкции трансформаторов

Основные элементы конструкции трансформатора – это магнитопровод, обмотки, бак с расширителем, выводы обмоток всех напряжений, детали изоляции, устройства для регулирования напряжения, приборы контроля и защиты (рис. 6.1.).
Магнитопровод – это магнитная система, по которой замыкается основной магнитный поток трансформатора. Одновременно он служит основой для установки и крепления обмоток, отводов от них и переключателей и состоит из стержней и ярем, которые создают замкнутую магнитную цепь. Полностью собранная магнитная система со всеми конструктивными и крепящими элементами носит название остова. Для уменьшения вихревых токов, создающих потери мощности в самом трансформаторе, магнитопровод собирается из листов электротехнической стали, изолированных друг от друга лаком.
Обмотки трансформатора выполняются, исходя из требований электрической прочности и термической и динамической стойкости. Изоляция обмоток относительно друг друга и заземленного магнитопровода называется главной, так как рассчитывается на рабочее напряжение; изоляция между витками, слоями витков и катушками обмоток называется продольной. Проводники, соединяющие обмотки с другими элементами конструкции, называются отводами.
Единая конструкция, состоящая из остова, обмоток и отводов называется активной (выемной) частью трансформатора. Активная часть помещается в бак, обычно залитый маслом, играющим основную роль охладителя и попутную – изолятора. На крышке бака устанавливается расширитель, необходимый для уменьшения площади соприкосновения масла с воздухом. Объем расширителя должен быть таким, чтобы уровень масла при изменении температуры окружающей среды всегда был выше крышки бака трансформатора. Кроме того, расширитель выполняет роль антиокислителя, ограничивая площадь соприкосновения масла с воздухом. Бак соединяется с расширителем с помощью маслопровода.
В маслопровод, соединяющий бак и расширитель, встраивается газовое реле для защиты трансформатора от внутренних повреждений, сопровождающихся интенсивным выделением газов. На крышке бака крепятся вводы обмоток, привод переключателя для регулирования напряжения, термометр для контроля температуры верхних слоев масла, предохранительная труба для защиты бака трансформатора от разрыва при недопустимом повышении давления внутри него, вызванном интенсивным выделением газов.
Трансформатор также оснащается устройствами охлаждения (радиаторы, вентиляторы, насосы, водяные охладители), термосифонным фильтром для удаления продуктов окисления масла, лестницей с площадкой для осмотра расширителя и крышки бака, устройствами релейной защиты, автоматики и сигнализации.

Эксплуатация трансформаторов

Режимы работы трансформаторов

Нормальные режимы работы трансформатора

Исходным для характеристики нормальных режимов является номинальный режим, т.е. такой, при котором сохраняются номинальные значения напряжения, частоты, тока и номинальные условия охлаждающей среды и места установки. Очевидно, что в процессе эксплуатации возникают те или иные отклонения от номинального режима.
Повышения тока сверх номинального значения приводит к перегрузкам трансформатора, которые делятся на две группы: аварийные и систематические (повторяющиеся). Допустимость перегрузок определяется нагрузочной способностью трансформатора, заложенной в его конструкцию.
Аварийные перегрузки бывают кратковременные и длительные. Кратковременные аварийные перегрузки сверх номинального тока регламентируются следующей табл.6.1 .

Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов

Масляные трансформаторы
Перегрузка, %	30	45	60	75	100
Длительность перегрузки, мин.	120	80	45	20	10
Сухие трансформаторы
Перегрузка, %	20	30	40	50	60
Длительность перегрузки, мин.	60	45	32	18	5

Таблица применима к трансформаторам с любой системой охлаждения независимо от значения и длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки трансформатора
Длительные аварийные перегрузки масляных трансформаторов допускаются в соответствии со следующим правилом: трансформатор можно перегружать на 40 % сверх номинального тока в течение не более пяти суток подряд на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки при условии, что коэффициент предшествующей нагрузки не превышает 0,93.
Для сухих трансформаторов длительные аварийные перегрузки устанавливаются заводскими инструкциями.
Систематические перегрузки, в отличие от аварийных, не являются вынужденными, и допускаются сознательно, исходя из понятия нормативного срока службы трансформатора, напрямую связанного с нормативным износом продольной изоляции его обмоток, рассчитываемых для номинального режима. В эксплуатации режимы работы трансформатора отличаются от номинального, причем в периоды работы с недогрузом износ изоляции понижается по сравнению с расчетным, и если при этом не допускать перегрузов трансформатора, срок службы изоляции может значительно превысить нормативный, что экономически нецелесообразно. Поэтому в случае необходимости можно допускать перегрузки трансформатора, но такие, чтобы повышенный износ изоляции в часы перегрузок компенсировался бы таким ее недоизносом в часы пониженных нагрузок, что срок службы изоляции оставался близким к расчетному.
Систематические перегрузки могут быть обусловлены как недогрузкой по суточному графику, так и сезонной недогрузкой. Допустимые значения систематических суточных перегрузок определяются по графикам нагрузочной способности в зависимости от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды, постоянной времени нагрева трансформатора и вида системы охлаждения.
Сезонные систематические перегрузки регламентируются следующим правилом: если максимум среднего графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается перегрузка трансформаторов в размере 1% на каждый 1% летней недогрузки, но всего не более чем на 15%, причем суммарная систематическая перегрузка (суточная и сезонная) не должна превышать 50%.
Работа трансформатора с повышенным сверх номинального напряжением регламентируется правилом: допускается длительное 5% и кратковременное (не более 6 часов в сутки) 10% повышение напряжения при нагрузке, не превышающей номинальную. При нагрузке, не превышающей 25% номинальной, допускается длительное повышение напряжения до 10% сверх номинального.
Несимметрия нагрузки или параметров электрической сети являются причинами несимметричного режима работы трансформатора, допустимость которого определяется расчетом. Предельным случаем несимметричного режима является работа трансформатора двумя фазами (асимметричный режим). На практике для работы двумя фазами пригодны только трансформаторы с двумя схемами соединения обмоток: звезда с заземленной нейтралью на стороне ВН и треугольник на стороне НН либо треугольник на обеих сторонах. Так как ток в заземленной нейтрали трансформатора, работающего двумя фазами, может в 1,73 раза превысить ток трансформатора, такой режим допустим только при надежном заземлении нейтрали, рассчитанном на длительное протекание указанного тока. Поврежденную фазу трансформатора допускается оставлять под напряжением только в том случае, если повреждение является обрывом. Располагаемая мощность трансформатора в несимметричном режиме уменьшается с увеличением асимметрии токов и находится в пределах от 58 до 66,7 % его номинальной мощности. Для снижения несимметрии токов рекомендуется параллельно неполнофазному трансформатору включать трансформатор, работающий тремя фазами. При этом следует помнить, что у полнофазного трансформатора в наибольшей степени загружается фаза, отсутствующая у неполнофазного. Суммарная располагаемая мощность обоих трансформаторов может быть при этом повышена за счет установки на них неодинаковых коэффициентов трансформации: у полнофазного понижающего трансформатора он должен быть больше, чем у неполнофазного.
В соответствии с Правилами технической эксплуатации ток в нейтрали сухого трансформатора не должен превышать 25% от номинального тока обмотки трансформатора.

Параллельная работа трансформаторов

Для включения трансформаторов с одинаковыми номинальными напряжениями на всех сторонах на параллельную работу необходимо обеспечить соблюдение следующих условий:

тождественность схем и групп соединений обмоток;
равенство коэффициентов трансформации;
равенство напряжений КЗ.

Наиболее жестким является первое условие. Включение на параллельную работу трансформаторов с разными группами соединений может привести к катастрофическим последствиям: при этом по трансформаторам могут проходить уравнительные токи, близкие к токам трехфазного КЗ на выводах трансформатора. Следует подчеркнуть, что основные быстродействующие защиты трансформаторов – продольные дифференциальные – не реагируют на данные токи и трансформаторы будут отключены резервными максимальными токовыми защитами, имеющими значительные выдержки времени. Электродинамические силы, обусловленные указанными токами, могут вызвать смещение обмоток и другие повреждения трансформаторов; кроме того, может иметь место перегрев обмоток уравнительными токами. По этим причинам при включении трансформаторов даже с одинаковыми группами соединения на параллельную работу необходимо выполнить фазировку.
Второе и третье условия являются менее жесткими, однако необходимо учитывать также ограничение по уравнительному току между трансформаторами. Поэтому допускается параллельная работа трансформаторов с такими отступлениями от двух последних условий, при которых ни одна из обмоток не перегружается.
Кроме того, необходимо учитывать четвертое условие – рекомендуется не включать параллельно трансформаторы, мощности которых различаются более чем в три раза.
Несоблюдение любого из перечисленных выше условий (кроме первого) приводит к возникновению уравнительного тока, протекающего между трансформаторами, что влечет за собой непропорциональное их номинальным мощностям распределение нагрузки. В результате при номинальной загрузке одного из трансформаторов второй оказывается недогруженным и общая располагаемая мощность трансформаторов становится ниже суммы их номинальных мощностей.
На практике возможно параллельное включение трансформаторов, имеющих неравные напряжения КЗ. При этом добиваются компенсации уравнительного тока, обусловленного неравенством напряжений КЗ, путем создания уравнительного тока, обусловленного неравенством коэффициентов трансформации. Полная компенсация этих двух токов возможна только для конкретного значения нагрузки. При отклонении от этого значения компенсация нарушается, и необходимо подбирать другие значения коэффициентов трансформации. Поэтому данный способ параллельного включения трансформаторов рекомендуется использовать при относительно стабильной нагрузке подстанции.

Включение и отключение трансформатора

Включение трансформатора, как правило, производится со стороны питания на холостом ходу толчком на полное напряжение сети.
При таком включении трансформатора возникает переходный процесс, обусловленный изменением магнитного потока в сердечнике от начального значения до установившегося. Начальное (остаточное) значение потока может достигать половины его номинального значения. При большом остаточном значении потока, совпадающем по знаку с потоком, возникшему при включении, амплитуда суммарного потока в сердечнике через половину периода достигает 2,5 – кратного значения амплитуды нормального потока. Такое увеличение суммарного потока приводит к насыщению стали магнитопровода и значительному (вследствие нелинейного характера кривой намагничивания стали), до 100 раз, возрастанию намагничивающего тока трансформатора.
В результате включение трансформатора в течение нескольких десятков периодов сопровождается протеканием повышенного тока. Это явление называют броском намагничивающего тока трансформатора. Намагничивающий ток при этом может значительно превышать номинальный ток трансформатора, оказывая на последний такое же воздействие, как и ток КЗ. Возникают электродинамические усилия в обмотках и других элементах конструкции, появляются условия для ложного срабатывания релейной защиты. Поэтому быстродействующие токовые защиты трансформатора (в том числе продольная дифференциальная) должны отстраиваться от броска намагничивающего тока.
Отключение трансформатора производится сначала со стороны нагрузки с помощью выключателей, а затем – со стороны питания. Допускается производить отключение холостого хода силового трансформатора разъединителями, если последние на это рассчитаны.

Диагностика состояния трансформаторов

Повреждения или отклонения от нормального режима работы , возникающие в силовых трансформаторах, могут быть вызваны недоработкой конструкции, скрытыми дефектами, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа, эксплуатации или некачественным ремонтом. Своевременное выявление возникающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.
Наиболее характерными повреждениями трансформаторов являются следующие: повреждение обмоток и изоляции, активной стали, фарфоровой и внутренней изоляции вводов, контактов устройства для регулирования напряжения, вспомогательных узлов и устройств.
Диагностика состояния трансформатора носит комплексный характер: она осуществляется на стадии изготовления трансформатора, перед вводом его в работу и в процессе эксплуатации. После окончания монтажа перед вводом в работу проводятся испытания в объеме, предусмотренном ПУЭ: определение условий включения трансформатора, измерение характеристик изоляции и сопротивления обмоток постоянному току, проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы, испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением, проверка состояния силикагеля, фазировка трансформатора, испытание трансформаторного масла, испытание включением толчком на номинальное напряжение.
Все работы по диагностике трансформаторов в процессе его эксплуатации делятся на четыре группы:

не требующие прикосновения к работающему трансформатору;
не требующие отключения, но связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам;
выполняемые на отключенном трансформаторе;
выполняемые на трансформаторе, выведенном в ремонт.

К первой группе работ относятся периодические внешние осмотры с контролем за показаниями сигнальных устройств и средств контроля и измерения. При периодических осмотрах проверяется следующее:

состояние внешней изоляции, т.е. изоляторов вводов: нет ли на них трещин или сколов фарфора, какова степень загрязнения поверхности, не наблюдается ли коронирование;
исправность измерительных приборов, термометров, маслоуказателей, мембраны выхлопной трубы, газового реле. Окошко последнего должно быть заполнено маслом;
наличие или отсутствие подтекания масла;
состояние доступных для наблюдения контактных соединений. Их повышенный нагрев может быть выявлен с использованием термоиндикаторов или по внешнему виду контакта и шины: появление цветов побежалости, потемнение, выгорание краски, “струящийся “ воздух над контактом. Очень сильный нагрев может вызвать свечение контакта, особенно в темное время суток.

Эффективный контроль нагрева осуществляется с помощью тепловизора (микропроцессорный прибор с дисплеем, осуществляющий измерение температуры на расстоянии, без непосредственного контакта с контролируемым объектом).
Одновременно осматриваются все контрольные средства, по показаниям которых можно судить о появлении какой-то неисправности или об опасности ее возникновения.
Температура верхних слоев масла контролируется термометром. Если эта температура превышает допустимую, в первую очередь следует обратить внимание на исправность системы охлаждения. Если неисправностей в ней не обнаружено, то повышение температуры скорее всего обусловлено возникновением внутренних повреждений в трансформаторе: витковым замыканием в обмотке, ухудшением состояния контактных соединений, ухудшением циркуляции масла вследствие уменьшения сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции или наличия постороннего предмета.
Снижение уровня масла ниже допустимого может быть обусловлено наличием протечек в баке или радиаторах, ухудшением системы дыхания масла через расширитель или недостаточным количеством залитого масла. Работа трансформатора со сниженным уровнем масла не допускается, так как это может привести к ускоренному старению масла, срабатыванию газового реле и отключению трансформатора, ухудшению работы системы охлаждения. Если уровень снизится настолько, что изоляция обмоток окажется частично в воздухе, может произойти перекрытие по воздуху с замыканием между обмотками, что является серьезной аварией.
При осмотрах могут быть выявлены и другие нарушения нормальной работы трансформатора, например, такие, как усиленный гул, чаще всего обусловленный повышенной вибрацией трансформатора или его элементов, нарушение наружных контактных соединений, сопровождаемое характерным потрескиванием, нарушение крепления ошиновки, деформация каких-либо элементов, повреждения дренажной системы и т.д.
Персонал, заметивший при осмотре какое-либо нарушение в работе трансформатора, должен информировать об этом соответствующую службу предприятия и принять необходимые меры для устранения неисправности, если это возможно без отключения трансформатора. При обнаружении внутреннего повреждения трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала. Ко второй группе мероприятий по диагностике состояния трансформаторов относится отбор проб масла для проверки его электрических свойств, химического или хромотографического анализа растворенных в масле газов. Сюда же относится измерение вибрации бака или других частей трансформатора, контроль частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и др.
Значительная часть повреждений трансформаторов вообще никак не проявляется при внешнем осмотре, особенно, если это начинающиеся внутренние повреждения. Значительная их часть может быть определена проверкой состояния масла. Такие внутренние повреждения , как местные перегревы, частичные разряды, незначительное искрение в контактах и др. в большей или меньшей степени влияют на свойства трансформаторного масла. Кроме того, изменение свойств масла происходит при его увлажнении, загрязнении, попадании в него воздуха или другого газа при естественном старении как самого масла, так и твердой изоляции.
Отбор проб масла должен производиться аккуратно, чтобы не допустить увлажнения, загрязнения масла и возникновения помех. В противном случае результаты испытания или анализа масла будут недостоверными. Для отбора пробы масла необходимо очистить от грязи и пыли сливную пробку или кран, слить в постороннюю емкость некоторое количество масла и набрать требуемую пробу. Емкость для пробы должна быть вместимостью не менее 0,5 л с притертой пробкой и предварительно дважды промытой маслом, предназначенным для испытаний. Необходимо учитывать, что резкий перепад температуры может вызвать конденсацию влаги внутри емкости, поэтому открывать последнюю следует после того, как она приняла температуру окружающей среды.
В настоящее время широкое распространение получил хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора, причем, в последние годы особое внимание обращают на фурановые соединения. Разработаны специальные методики, позволяющие по наличию определенных наборов газов с их концентрациями выявлять различные повреждения трансформатора, включая повреждения бумажной изоляции, наличие электрической дуги, замыкание на корпус и др.
Третья группа мероприятий по диагностике состояния трансформатора, выполняемых на отключенном трансформаторе, включает в себя испытания и определение состояния изоляции обмоток, магнитопроводов, высоковольтных вводов, переключающих устройств и вспомогательного оборудования. Сюда относятся все виды профилактических испытаний, ревизии и т.п.
Четвертая группа мероприятий, проводимых на выведенном в ремонт трансформатор, подразумевает более полный анализ состояния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремонтных работ. Однако окончательное решение о необходимости вывода трансформатора в ремонт принимается на основании результатов диагностических мероприятий первых трех групп.
Наиболее ненадежными элементами трансформаторов являются маслонаполненные вводы и устройства переключения коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН). Специалистами признано, что силовые трансформаторы центров питания целесообразно оснащать системами контроля состояния под рабочим напряжением. Такие системы разработаны и предлагаются к использованию зарубежными и отечественными фирмами. При этом может контролироваться отработанный ресурс изоляции, контролироваться концентрация определенных газов, осуществляться управление работой системой охлаждения трансформатора, контролироваться уровень частичных разрядов во вводах и внутри бака трансформатора, уровень акустических разрядов, состояние РПН и др. Однако внедрение указанных систем затруднено их высокой стоимостью.
Все большее распространение получают системы периодического и автоматизированного контроля состояния изоляции маслонаполненных вводов под рабочим напряжением (что рекомендовано Руководящими документами). Контролируется либо модуль комплексной проводимости изоляции ? , либо tg? изоляции вводов, либо уровень частичных разрядов.

Методы и средства диагностики оборудования ВН — Система диагностики силового трансформатора

Классификация внутренних повреждений трансформаторов [37] показала, что надежность современного трансформатора в значительной мере определяется его изоляцией (рис. 7.2).
Оптимизация конструкций трансформаторов и применение эффективных устройств для ограничения перенапряжений привели к снижению испытательных напряжений, т.е. к относительному снижению запасов электрической прочности изоляции. Определяющим стал рабочий режим трансформатора, так как возникновение и развитие дефектов связано в основном с длительным действием рабочего напряжения, нагрузки и т.п.

Рис. 7.2. Классификация внутренних повреждений силовых трансформаторов

диагностики силового трансформатора

Основными причинами старения и разрушения изоляционных материалов в трансформаторе являются электрические и термические воздействия, а также увлажнение и загрязнение изоляции. К повреждениям изоляции приводит и деформация обмоток из-за динамических воздействий при токах короткого замыкания.

Рис. 7.3. Зависимость интенсивности отказов силовых трансформаторов 220—500 кВ от продолжительности работы:
1 — повреждение изоляции ползущим разрядом; 2 — деформация обмоток; 3 — увлажнение и загрязнение изоляции; 4 — повышенный нагрев элементов конструкции и токоведущих соединений

На рис. 7.3 приведены зависимости интенсивности отказов трансформаторов 220- 500 кВ от продолжительности работы [37]. Из них следует, что наиболее частым видом развивающихся повреждений является повышенный нагрев элементов конструкций. Значительное количество отказов связано с увлажнением и загрязнением изоляции и деформациями обмоток.
По кривым рис. 7.3 хорошо прослеживается влияние ремонта на показатели надежности. После начала периода ремонтов (свыше 8 лет эксплуатации) существенно снижается повреждаемость из-за деформаций обмоток и медленного увлажнения изоляции. Отказы из-за увлажнения и загрязнения изоляции в приработочном периоде (1-3 года после ввода в эксплуатацию и после ремонта) свидетельствуют о том, что контроль при монтаже и вводе в эксплуатацию недостаточен и не выявляет эти дефекты.
Испытания трансформаторов с целью выявления развивающихся дефектов производятся чаще, чем ремонты. Однако влияние эксплуатационного контроля на надежность трансформаторов не просматривается. Не выявляются дефекты, приводящие к частичным (ползущим) разрядам в изоляции — одному из наиболее опасных видов повреждений. Необходимо своевременное обнаружение и устранение ослабления прессовки или деформаций обмоток.
Можно было ожидать, что метод хроматографического контроля продуктов разрушения материалов, достаточно эффективный при выявлении термических разрушений, позволит существенно снизить число отказов из-за износовых дефектов от перегревов. Однако этого не произошло. По-видимому, требуется улучшение методики диагностирования.
Приведенные данные свидетельствуют о недостаточной эффективности применяемой системы контроля трансформаторов. Плохо используются новые методы выявления развивающихся дефектов.
Рассмотрим принципы построения современной системы технической диагностики мощных трансформаторов. Применительно к этим трансформаторам в группу экспресс-методов испытаний входят контроль изоляционного масла, определение наличия растворенных в нем газов, а также индикации частичных разрядов.
Анализ масла позволяет выявить процессы его старения, появление загрязнений и влаги. Наличие диагностических газов свидетельствует о термическом или электрическом разрушении изоляции, недопустимых температурах токоведущих частей и сердечника. Считается, что по этим показателям может быть выявлено до 90% развивающихся дефектов трансформатора.
Быстрое ухудшение состояния изоляции при воздействии интенсивных частичных разрядов, плохо выявляемое по анализу газов из-за малого выделения, привело к необходимости непосредственной индикации разрядов.
К группе испытаний, проводимых после экстремальных режимов трансформатора, относятся методы выявления механических деформаций обмоток. К ним также следует отнести контроль РПН после определенного (предельного) числа операций.
Контроль обмоток производится с целью выявления изменений их геометрии в результате воздействий токов короткого замыкания или нарушения механизма прессовки, так как это является опасным дефектом, приводящим к отказам из-за витковых замыканий или потери динамической устойчивости.
Полный цикл диагностирования должен обеспечить выявление и индентификацию всех видов основных дефектов трансформатора — его изоляции, обмоток, магнитной системы и вспомогательных устройств (систем циркуляции и охлаждения масла, герметизации и т.п.).
Для трансформаторов, работающих при высоких нагрузках или длительно эксплуатируемых, важно также иметь оценку степени старения твердой изоляции.
В качестве примера приведем часть алгоритма диагностирования силового трансформатора, относящуюся к его изоляции и обмоткам [60]. В основе этой системы — контроль изоляционного масла (рис. 7.4).

Алгоритм диагностирования изоляции и обмоток силового трансформатора

Рис. 7.4. Алгоритм диагностирования изоляции и обмоток силового трансформатора. Результаты испытаний: + — удовлетворительные; неудовлетворительные,· £/инд- индуктированное напряжение

Алгоритм диагностирования трансформатора при некоторых нарушениях нормальной работы

Рис. 7.5. Алгоритм диагностирования трансформатора при некоторых нарушениях нормальной работы. Результаты испытаний:
+ — удовлетворительные; — — неудовлетворительные; К — отношение тока короткого замыкания к номинальному значению для данного трансформатора; п — коэффициент трансформации

При недопустимом ухудшении физико-химических характеристик масла делается заключение о необходимости его замены. При увлажнении масла производится поиск причины (контроль вспомогательного оборудования) и затем восстановление характеристик. При обнаружении высоких концентраций растворенных газов — определение возможного дефекта.
В данной системе диагностики контроль частичных разрядов производится при выявлении электрических повреждений изоляции, обнаруженных хроматографическим анализом растворенных газов. Предусмотрены испытания на частичные разряды отключенного и возбужденного со стороны НН трансформатора. При этом производятся количественная оценка разрядов и их локация. Знание места возникновения разрядов позволяет уточнить характер и опасность дефекта. В других системах диагностики контроль по газам и измерение разрядов производятся одновременно.
Контроль деформаций обмоток обеспечивается измерением сопротивления короткого замыкания. В качестве дополнительного контроля ведется поиск локальных повышений температуры при помощи индикации инфракрасного излучения.
Аналогичный подход применяется и при диагностировании трансформатора в случае нарушений работы, выявленных штатными средствами контроля (рис. 7.5).
Методы испытаний, перечисленные на рис. 7.4 и 7.5, являются основными для текущего контроля. При необходимости более детального определения технического состояния трансформатора, например при оценке необходимости и объема ремонта, следует использовать также и другие методы, дающие дополнительную информацию.
Ввиду неоднозначности связей контролируемых параметров с техническим состоянием объекта установлены процедуры для оценки результатов отдельных видов испытаний. Рассмотрим некоторые из них.

Диагностирование по составу газов в масле

Диагностических схем предложено много, причем в ряде случаев имеются существенные различия.
Наиболее простыми являются методы контроля, основанные на выявлении наличия горючих газов. Для контроля мощных трансформаторов используются системы непрерывного выделения и анализа нескольких характерных газов. В трансформаторах с азотной защитой масла применяют метод определения общей горючести газов, выделенных из надмасляного пространства.

Таблица 7.1. Граничные значения ("опасность”)

Оба упомянутых метода являются методами экспресс-контроля, выявляющими лишь наличие дефектов. Определение характера дефекта и его опасности возможно при более разветвленной системе диагностирования — по содержанию газов, растворенных в масле.

Алгоритм контроля.

В качестве примера рассмотрим одну из систем диагностирования, применяемых в Японии [38]. Контролируемые трансформаторы разбиваются на три класса: первый — с номинальным напряжением до 275 кВ (включительно), мощностью до 10 МВ · А; второй — с тем же напряжением и мощностью более 10 МВ · А: третий включает все трансформаторы 500 кВ.
При контроле определяются концентрации диагностических газов и суммарная концентрация горючих газов. К горючим газам отнесены: Н2, СН4, С2Н6, С2Н4 и С2Н2. С учетом предыдущих измерений рассчитывается средняя скорость роста концентрации.
Полученные данные сравниваются с граничными значениями (табл. 7.1), при превышении которых трансформатор относится к группе с повышенной вероятностью наличия дефектов (группа ’’опасность”)· Частота отбора проб увеличивается.
Нормы по ацетилену не установлены. Хотя выделение этого газа, как правило, связано с опасными дефектами (искровыми разрядами), известны случаи нормальной работы трансформаторов при достаточно высокой его концентрации (десятки микролитров газа в литре масла). При обнаружении ацетилена предписывается детальная проверка и анализ состояния изоляции с учетом всех других признаков дефектов.
Если концентрация отдельных газов или скорость их выделения превышают предельные значения (табл. 7.2), трансформатор относится к группе имеющих повреждения. При этом необходимо перейти на частый контроль и провести комплексную оценку состояния трансформатора всеми имеющимися методами (в том числе и с выводом из работы).

Таблица 7.2. Предельные значения ("повреждение”)

Таблица 7.3. Кодовые числа для диагностирования

Таблица 7.4. Диагноз по коду

Характер и опасность дефектов трансформаторов, газовыделение в которых превышает граничные нормы, устанавливаются двумя методами: по отношению концентраций газов и по диаграмме их состава.
По значениям отношений концентраций R определяются соответствующие коды (табл. 7.3), которые используются для диагноза (табл. 7.4).

Рис. 7.6. Определение дефекта по характерному газу:
А — частичные разряды; Б — искрение или дуга; В — перегрев плохих контактов; Г — перегрев, переходящий в дугу; Д — перегрев, переходящий в частичные разряды

Классифицировать дефекты можно также по характерным газам, т.е. газам, содержание которых в данной пробе наибольшее. Характерным газом при дуге и частичных разрядах является Н2, а при повышенных нагревах — СН4 и С2Н4. Для диагностирования вычисляют значения относительных концентраций остальных газов (в долях от концентрации характерного газа) и строят диаграмму (рис. 7.6). Вид диаграммы облегчает определение дефекта.

Оценка степени старения изоляции.

В парке работающих трансформаторов значительна доля тех, срок службы которых приближается к расчетному. Возникла проблема выявления трансформаторов, исчерпывающих ресурс работоспособности. Определяющим является старение изоляции. Старение бумажной изоляции приводит к потере ее механической прочности, что создает предпосылки для возникновения витковых замыканий. Степень разрушения бумаги может быть оценена по степени полимеризации (СП). У нового трансформатора СП имеет значение 800-1000 ед., при снижении СП до 250 ед. ресурс работы бумаги считается исчерпанным (рис. 7.7).

Рис. 7.7. Связь между механической прочностью и степенью полимеризации целлюлозы [20]:
Р* — относительная механическая прочность; 1 — кабельная бумага; 2 — электротехнический картон
Рис. 7.8. Зависимость срока службы изоляционной бумаги от скорости образования СО и СО2 (расчетная кривая) [61]:
1 — недопустимый уровень; 2 — предупредительный уровень; 3 — нормальное газовыделение; 4 — "предупреждение”; 5 — "недопустимо”

Для оценки состояния бумаги необходимы вскрытие трансформатора и извлечение образцов для лабораторного исследования. Поэтому для предварительной оценки степени старения изоляции целесообразно использование методов, основанных на выявлений растворенных в масле продуктов разрушения изоляции.
Старение изоляционной бумаги вызывается в основном воздействием повышенной температуры. При этом в масло выделяются окись и двуокись углерода. Установлена связь между степенью полимеризации изоляционной бумаги и количеством выделившихся газов [61]. Определив концентрацию СО и СО 2 в масле и пересчитав ее относительно массы бумаги по имеющимся зависимостям (рис. 7.8), можно оценить соответствующий "возраст” изоляционной конструкции.
Точность оценки этим методом остаточного срока службы изоляционной бумаги невелика. Окислы углерода выделяются из изоляции не только при общем старении бумаги. Газовыделение происходит также при окислении масла и при местных дефектах (перегревах). Информация об общем количестве выделившихся газов теряется при очистке или замене масла и т.п. Однако для сравнительных оценок внутри совокупности однотипных объектов метод может быть полезным.
К продуктам термического разложения бумаги относятся также и фурфурол и его соединения (фураны). Установлена связь между количеством выделившегося при старении фурфурола и степенью полимеризации бумаги [39]. Содержание фуранов в масле определяется методом жидкостной хроматографии. Нормы браковки еще не установлены; содержание фурфурола около 0,5 мг/л считается значительным, а концентрация более 1 мг/л — предельной.
При применении этого метода надо иметь в виду, что в ряде случаев фурфурол может находиться в масле как добавка с целью увеличения короностойкости бумаги [20].