Оценка показателей качества трансформаторного масла марки ТСП

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Магнитогорский государственный технический университет им. Г.И. Носова

Дипломная работа

по дисциплине: Квалиметрия и управление качеством

на тему: Оценка показателей качества трансформаторного масла марки ТСП

Выполнил:

Галицкова В.А.

Проверил:

Горохов А.В.

Магнитогорск, 2012 год

Оглавление

Введение

1. Нормативная документация трансформаторного масла марки ТСП

2. Классификация маслонаполненного оборудования и трансформаторных масел

3. Методы контроля показателей качества трансформаторного масла марки ТСП

4. Отбор проб трансформаторного масла

4.1 Отбор проб из резервуаров

4.2 Отбор проб из вертикальных резервуаров

4.3 Отбор проб из горизонтальных резервуаров

4.4 Отбор проб из резервуаров траншейного типа

4.5 Отбор проб из резинотканевых резервуаров

4.6 Отбор проб из железнодорожных и автомобильных цистерн

4.7 Порядок отбора проб нефти или нефтепродукта из резервуаров, подземных хранилищ, транспортных средств стационарным и переносным пробоотборниками

4.8 Отбор проб из трубопровода

4.9 Отбор проб нефтепродуктов из бочек, бидонов, канистр и другой транспортной тары

5. Правила приемки

6. Определение вязкости трансформаторного масла по ГОСТ 33-2000

7. Определение кислотного числа трансформаторного масла по ГОСТ 5985-79

7.1 Подготовка к испытанию

7.2 Проведение испытания

8. Метод анализа растворенных газов (АРГ) в трансформаторном масле с помощью хроматографа

9. Технология производства трансформаторных масел

10. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

10.1 Маркировка

10.2 Упаковка

10.3 Транспортирование

10.4 Хранение

11. Операции, проводимые с отработанным трансформаторным маслом и негодным к эксплуатации маслом после первичной очистки

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Трансформаторное масло представляет собой очищенную нефтяную фракцию, выкипающую при температурах 300-400°С. Трансформаторное масло состоит преимущественно из смеси углеводородов, сернистых соединений (0,5-2%), небольшого количества кислород - и азотсодержащих соединений, следов металлоорганических соединений.

Все отечественные трансформаторные масла, поступающие на энергопредприятия, содержат ингибитор окисления - антиокислительную присадку ионол (синонимы - ДБК, топапол - 0, керобит).

Требования к качеству отечественных трансформаторных масел по государственным стандартам (ГОСТ) и техническим условиям (ТУ), приведены в таблице 1.

В качестве сырья для получения трансформаторных масел используются дистилляты, выкипающие при 280-420°С, из различных нефтей.

В зависимости от количественного содержания в этих дистиллятах сернистых соединений и твердых парафиновых углеводородов в производстве масел используются процессы обессеривания и депарафинизации.

Сырьем для получения трансформаторных масел являются в основном дистилляты из следующих нефтей:

- анастасиевской, не требующих обессеривания и депарафинизации;

- смеси малосернистых бакинских, требующих депарафинизации;

- смеси сернистых западно-сибирских, требующих обессеривания и депарафинизации.

Доля последних в производстве трансформаторных масел постоянно возрастает.

Трансформаторное масло - инструмент оценки состояния трансформатора.

Трансформаторное масло представляет собой смесь достаточно сложных органических соединений различных классов. В процессе эксплуатации под воздействием таких факторов, как электрические и магнитные поля, влажность и температура как внутри, так и вне высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, происходит разложение исходно содержащихся в трансформаторном масле органических соединений. Помимо того, в масло переходят продукты деструкции твердой изоляции и других конструкционных материалов.

Образующиеся продукты разложения в свою очередь могут вступать в новые взаимодействия друг с другом, следствием чего является появление более сложных соединений с относительно большей молекулярной массой. Кроме того, появляющиеся вторичные компоненты порой представляют значительную опасность, так как, вступая во взаимодействие с элементами конструкции оборудования, существенно ускоряют процесс его износа и даже являются причиной аварий. Этот процесс может происходить достаточно быстро и при отсутствии своевременного выявления приводит к выходу оборудования из строя.

Следовательно, своевременное обнаружение в трансформаторном масле тех или иных образующихся в процессе эксплуатации компонентов, несомненно, является важной задачей для надежной оценки состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования. Важным является также тот факт, что образующиеся соединения представляют собой все многообразие агрегатных состояний: газообразное, жидкое и твердое. Причем, в зависимости от условий эксплуатации они могут находиться в масле в виде раствора (газ в газе, газ в жидкости, жидкость в жидкости, твердое тело в жидкости), суспензии (твердое вещество в жидкости) или эмульсии (жидкость в жидкости), а также образовывать различные ассоциаты.

Таким образом, в процессе эксплуатации исходный состав трансформаторного масла еще более усложняется как с качественной (состав) и количественной (концентрации) точки зрения, так и по агрегатному состоянию.

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации поставила вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное (состав) и количественное (концентрации) определение содержащихся и образующихся в масле соединений. В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, которая в современном варианте представляет собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественно-качественного определения (детектирование).

На сегодня хроматография широко используется для анализа растворенных в трансформаторных маслах газов, воздуха, воды, фурановых соединений и ионола. Результаты таких анализов являются одним из важнейших параметров, по которым проводится оценка состояния маслонаполненного высоковольтного электрооборудования.

В настоящее время в эксплуатацию помимо традиционных испытаний все более широкое применение находят такие современные методы, как высокоэффективная жидкостная и газовая хроматография, определение фракционного состава механических примесей и характера загрязнений при помощи автоматических счетчиков частиц и устройств мембранной фильтрации, инфракрасная спектроскопия, определение электрической проводимости трансформаторных масел.

1. Нормативная документация трансформаторного масла марки ТСП

На данный вид продукции существует нормативно-техническая документация:

- ГОСТ 10121-76 Масло трансформаторное селективной очистки. Технические условия;

- ГОСТ 23652-79 Масла трансмиссионные. Технические условия;

- ГОСТ 17479.2-85 Масла трансмиссионные. Классификация и обозначение.

2. Классификация маслонаполненного оборудования и трансформаторных масел

Маслонаполненное оборудование можно классифицировать следующим образом:

а) по назначению:

- силовые трансформаторы и реакторы;

- измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- высоковольтные вводы;

- масляные выключатели;

- генераторы с масляным охлаждением статора.

б) по виду охлаждения маслонаполненных трансформаторов (в соответствии с требованиями ГОСТ 11577-85):

- естественная циркуляция воздуха и масла - М (ONAN);

- принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла - Д (ONAF);

- естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла - МЦ (ОFАN);

- естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла - НМЦ (ODAN);

- принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла - ДЦ (OFAF);

- принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла - НДЦ (ODAF);

- принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла - Ц (OFWF);

- принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла - НЦ (ODWF).

В скобках дано международное обозначение видов систем охлаждения трансформаторов, принятых Советом взаимопомощи (СЭВ) и МЭК.

в) по напряжению:

- до 15 кВ включительно;

- свыше 15 до 35 кВ включительно;

- от 60 до 150 кВ включительно;

- от 220 до 500 кВ включительно;

- 750 кВ;

- 1150 кВ.

г) по габаритам силовых трансформаторов, указанных в таблице 1:

Трансформаторные масла по состоянию классифицируются на следующие:

- свежее, поступающее от завода-изготовителя с возможными отклонениями от нормативных показателей по влагосодержанию и газосодержанию;

- чистое, сухое, прошедшее обработку (очистку, осушку) из состояния "свежее", соответствующее всем нормируемым показателям и готовое к заливке в оборудование;

- регенерированное, отработанное, прошедшее очистку физическим, химическим или физико-химическим методами, восстановленное до требований нормативно-технической документации и пригодное к дальнейшему применению;

- эксплуатационное, залитое в оборудование, показатели которого соответствуют нормам на эксплуатационное масло;

- отработанное, слитое из оборудования по истечении установленного срока службы или утратившее в процессе эксплуатации качество по браковочным показателям, установленным нормативно-технической документацией, и слитое из оборудования.

3. Методы контроля показателей качества трансформаторного масла марки ТСП

По физико-химическим показателям трансформаторное масло селективной очистки должно соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.

1) Пробы трансформаторного масла селективной очистки отбирают по ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб». Для объединенной пробы берут по 2,5 дм³ масла;

2) Стабильность против окисления для трансформаторного масла селективной очистки определяют при 120°C при непрерывном пропускании кислорода в течение 14 ч., со скоростью 200 см³/мин. Определение содержания летучих низкомолекулярных кислот для трансформаторного масла проводится через 6 ч после начала окисления;

3) Прозрачность трансформаторного масла определяют в стеклянной пробирке диаметром 30-40 мм. Масло комнатной температуры в количестве 25-30 см³ наливают в пробирку. Пробирку закрывают пробкой, в которую вставлен термометр, и помещают в охладительную баню с температурой среды не ниже 0°С. Масло, охлажденное до 5°С, должно быть прозрачным в проходящем свете;

4) Тангенс утла диэлектрических потерь определяют без какой-либо подготовки трансформаторного масла или после осушки одним из следующих способов:

а) 100 см³ масла выдерживают 30 мин., при 50°С при остаточном давлении 666,61 Па (5 мм., рт. ст.) в сосуде со свободной поверхностью, равной 100 см²;

б) масло выдерживают в кристаллизаторе, помещенном в эксикатор с прокаленным хлористым кальцием, не менее 12 ч., при толщине до 10 мм.

При разногласиях, возникающих при оценке качества продукции, подготовку масла перед определением тангенса угла диэлектрических потерь проводят по подпункту а. Объем эксплуатационного контроля включает в себя сокращенный или полный анализ масла.

1) Сокращенный анализ масла включает определение следующих показателей качества:

- внешнего вида и цвета;

- наличия механических примесей и свободной воды (визуальное);

- пробивного напряжения;

- кислотного числа;

- температуры вспышки;

- реакции водной вытяжки (количественное определение содержания растворимых кислот выполняется при кислой реакции водной вытяжки).

Как правило, при нормальной эксплуатации, когда показатели качества эксплуатационного масла не приближаются к предельно допустимым значениям и не наблюдается ухудшения характеристик твердой изоляции, сокращенного анализа достаточно для контроля состояния масла и прогнозирования срока службы масла.

2) Полный анализ масла помимо испытаний, входящих в объем сокращенного анализа, включает определение следующих показателей:

- тангенса угла диэлектрических потерь при 90°С (при необходимости также и при других температурах, например при 20 и 70°С);

- количественного содержания механических примесей;

- количественного содержания воды;

- газосодержания;

- наличия растворенного шлама (потенциального осадка);

- содержания антиокислительной присадки ионол;

- стабильности против окисления.

Полный анализ эксплуатационного масла следует производить при приближении одного или нескольких показателей качества масла к предельно допустимому значению, а также при ухудшении характеристик твердой изоляции и (или) интенсивном старении масла, с целью определения причин данных процессов. Полный анализ позволяет более достоверно прогнозировать дальнейший срок службы эксплуатационного масла, выявлять причины загрязнения и правильно выбрать необходимые мероприятия по восстановлению его эксплуатационных свойств.

Кроме выше перечисленных показателей полный анализ может включать в себя определение таких показателей, как температура застывания, содержание серы, плотность, вязкость, поверхностное натяжение, показатель преломления и некоторых других.

4. Отбор проб трансформаторного масла

4.1 Отбор проб из резервуаров

Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч., и удаляют отстой воды и загрязнений. Для проверки удаления воды и загрязнений по требованию представителя заказчика пробу отбирают из сифонного крана, установленного в нижнее положение. Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм., вод. ст.), отбирают без разгерметизации резервуара. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.

4.2 Отбор проб из вертикальных резервуаров

Для отбора объединенной пробы нефти и нефтепродуктов в один прием применяют стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196 или с перфорированной заборной трубкой (см. рисунок 1).

За нижнюю точку отбора пробы нефти принимают уровень нижнего среза приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, а при отборе пробы нефтепродукта - уровень на расстоянии 250 мм., от днища резервуара.

Точечные пробы нефти или нефтепродукта из вертикального цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным (см. рисунок 2) или переносным пробоотборником с трех уровней:

- верхнего - на 250 мм., ниже поверхности нефти или нефтепродукта;

- среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта;

- нижнего: для нефти - нижний срез приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, для нефтепродукта - на 250 мм., выше днища резервуара.

Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубок находится в приемке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм., от днища резервуара.

Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1.

Точечные пробы из резервуара, в котором нефтепродукт компаундируется, при проверке однородности нефтепродукта отбирают и анализируют отдельно. По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродукта отбирают через каждые 1000 мм., высоты столба нефтепродукта.

За начало отсчета первой 1000 мм., принимают поверхность нефтепродукта. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб.

Точечные пробы при высоте уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм., (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней.

Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.

При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм., (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.

4.3 Отбор проб из горизонтальных резервуаров

Точечные пробы нефти или нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм., отбирают переносным пробоотборником с трех уровней:

- верхнего - на 200 мм., ниже поверхности нефти или нефтепродукта;

- среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта;

- нижнего - на 250 мм., выше нижней внутренней образующей резервуара.

Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1.

Точечные пробы нефти или нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм., независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм., но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней: с середины высоты столба жидкости и на 250 мм., выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.

При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм., отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня. По требованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта отбирают переносным металлическим пробоотборником (см. рисунки 3 и 4).

4.4 Отбор проб из резервуаров траншейного типа

Точечные пробы нефтепродукта из резервуара траншейного типа отбирают переносным пробоотборником с верхнего, среднего и нижнего уровней, соответствующих 0,93;0,64;0,21 объема нефтепродукта (отсчет снизу). Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:3. Точечные пробы из резервуара, заполненного нефтепродуктами с различной плотностью (расхождения более 2 кг/м³), отбирают с семи уровней, соответствующих:

- 0,93;

- 0,78;

- 0,64;

- 0,50;

- 0,36;

- 0,21;

- 0,07 объема нефтепродукта (отсчет снизу).

Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб.

4.5 Отбор проб из резинотканевых резервуаров

Точечную пробу нефтепродукта из резинотканевого резервуара отбирают металлической или стеклянной трубкой или дюритовым шлангом с уровня, расположенного на высоте 50-60 мм., от нижнего полотнища резервуара.

4.6 Отбор проб из железнодорожных и автомобильных цистерн

Точечную пробу из железнодорожной или автомобильной цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей.

Донную пробу нефтепродукта или нефти отбирают переносным металлическим пробоотборником (см. рисунки 3, 4).

В этом случае объединенную пробу составляют смешением точечных проб пропорционально объемам нефти или нефтепродукта в цистернах, из которых отобраны пробы.

При наливе по одному трубопроводу нефтепродуктов разных марок точечные пробы из цистерн, с которых начинался налив нефтепродуктов каждой марки, отбирают и анализируют отдельно.

Точечные пробы нефтепродукта, предназначенного для экспорта, длительного хранения или Министерства обороны, отбирают из каждой цистерны.

Объединенную пробу для цистерн, отправляемых в один пункт назначения, составляют смешением точечных проб пропорционально объему продукта в цистернах.

4.7 Порядок отбора проб нефти или нефтепродукта из резервуаров, подземных хранилищ, транспортных средств стационарным и переносным пробоотборниками

Перед отбором пробы из проб отборной системы стационарного пробоотборника сливают в другой сосуд жидкость, которая не должна входить в пробу. Объем сливаемой жидкости должен быть не менее двух объемов проб отборной системы стационарного пробоотборника.

Из вертикальных, горизонтальных, траншейного типа резервуаров, танков наливных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных хранилищ шахтного типа, ледогрунтовых хранилищ пробу нефти или нефтепродукта отбирают переносным пробоотборником следующим образом:

- измеряют уровень нефти или нефтепродукта;

- рассчитывают уровни отбора точечных проб;

- опускают закрытый пробоотборник до заданного уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне;

- открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.

Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.

Донную пробу из резервуара или транспортного средства отбирают следующим образом:

1. пробоотборник (см. рисунок 3) опускают, устанавливают на днище резервуара или транспортного средства, извлекают пробку из штуцера и выдерживают его до заполнения пробой. Заполненный пробоотборник поднимают и сливают пробу в проб приемник;

2. пробоотборник (см. рисунок 4) опускают на днище резервуара или транспортного средства.

При касании о днище шток поднимается, и в образовавшуюся щель начинает поступать нефть или нефтепродукт. Пробоотборник выдерживают в этом положении до его заполнения, пробой, поднимают и переливают ее в проб приемник.

Пробу нефтепродукта из сифонного крана отбирают переносным пробоотборником (см. рисунок 5).

При измерении температуры и плотности нефти или нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин.

Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение 5 мин., ополаскивать его нефтью или нефтепродуктом, отобранным с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.



При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу перемешивают, берут необходимый объем и сливают в один сосуд. Объединенную пробу составляют сразу после отбора проб.

4.8 Отбор проб из трубопровода

Пробу нефти или нефтепродукта из трубопровода отбирают стационарным пробоотборником. Схемы отбора проб из трубопровода приведены на рисунки 6а и 6б. Проб заборные трубки монтируют на корпусе диспергатора (рисунок 7).

Пробу из трубопровода отбирают только в процессе перекачивания при скорости жидкости на входе в проб заборное устройство, рапной средней линейной скорости жидкости в трубопроводе в том же направлении.

Допускается отбирать пробу при скорости жидкости на входе в проб заборное устройство не менее половины или не большей чем в два раза средней линейной скорости жидкости в трубопроводе.

Проб заборное устройство устанавливают внутри трубопровода в однородном потоке (содержание воды, солей и механических примесей одинаково по поперечному сечению) жидкости на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода при высокой линейной скорости движения жидкости, после насоса или перемешивающего устройства.

На вертикальном участке трубопровода проб заборное устройство устанавливают в конце участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если участок трубопровода только восходящий или только нисходящий.

Проб заборное устройство устанавливают в конце второго участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если трубопровод имеет восходящий и нисходящий вертикальные участки, расположенные рядом.

Длина только восходящего или только нисходящего вертикального участка трубопровода или суммарная длина вертикальных участков, расположенных рядом, должна быть не менее шести диаметров трубопровода.

На горизонтальном участке трубопровода узел выхода проб заборного устройства располагают сверху. На вертикальном или горизонтальном участке трубопровода, по которому течет однородный поток нефти или нефтепродукта, устанавливают проб заборное устройство в виде одной трубки с загнутым концом независимо от диаметра трубопровода.

Загнутый конец трубки располагают по оси трубопровода навстречу потоку (рисунок 8).

При неоднородном потоке жидкости устанавливают вертикально по диаметру трубопровода проб заборное устройство щелевого типа с одним или пятью отверстиями (см. рисунки 9а, 9б), ориентированными навстречу потоку.

Допускается устанавливать проб заборное устройство в виде проб заборных трубок с загнутыми концами, направленными навстречу потоку:

- одна - при диаметре до 100 мм;

- три - при диаметре от 100 до 400 мм;

- пять - при диаметре свыше 400 мм.

В проб заборном устройстве из пяти трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают по вертикальному сечению трубопровода (рисунок 10) следующим образом:

- одну трубку диаметром d1 - на оси трубопровода;

- две трубки диаметром d2 - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода;

- две трубки диаметром d3 - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,8 радиуса трубопровода.

В проб заборном устройстве из трех трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают следующим образом:

Соотношение диаметров трубок d1:d2:d3 должно быть 6:10:13.

1. одну трубку - на оси трубопровода;

2. две трубки - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,66 радиуса трубопровода.

Трубки должны быть одинакового диаметра.

При отборе проб нефтепродуктов, полученных смешением на потоке, проб заборное устройство должно быть на расстоянии не менее 25 диаметров трубопровода вниз по потоку от места ввода последнего компонента, чтобы обеспечить перемешивание всех компонентов и получение пробы из однородного потока.

При отборе пробы подогретой высоковязкой нефти или нефтепродукта для предотвращения затвердевания необходимо обеспечить теплоизоляцию или обогрев пробоотборника и его соединений.

Пробоотборник располагают как можно ближе к проб заборному устройству и заполняют пробой не более чем на 90% его вместимости.

Пробу легкоиспаряющейся нефти или нефтепродукта из проб сборника не переливают.

Проб сборник отсоединяют и заменяют другим.

Пробу нефти и нефтепродукта с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм., рт. ст.) после тщательного перемешивания в плотно закрытом проб сборнике допускается переливать из проб сборника в проб приемник с соответствующей этикеткой.

При присоединении или отсоединении проб сборника или переливании пробы в проб сборник не допускается загрязнение пробы.

Проб заборное устройство щелевого типа состоит из стабилизатора (рисунок 11) и проб заборной трубки.

Автоматический отбор проб из трубопровода

Объединенная проба составляется автоматически из точечных проб, объем которых устанавливают от 1 до 10 см³.

Минимальное число точечных проб должно быть не менее 300. Объем и число точечных проб определяются временем и объемом перекачивания.



Объем объединенной пробы должен быть не менее 3000 см³.

Регулятор автоматического пробоотборника должен быть опломбирован.

Для отбора пробы автоматическим пробоотборником необходимо обеспечить постоянное движение части перекачиваемой нефти или нефтепродукта через проб заборное устройство по обводной линии от основного трубопровода (по контуру отбора проб). Пробу отбирают из контура отбора проб без прекращения этого движения.

При отборе проб нефти или нефтепродукта автоматическим пробоотборником должен быть предусмотрен также ручной отбор проб из контура отбора (рис. 6). При отсутствии движения по контуру отбора пробу отбирают после слива нефти или нефтепродукта в другой сосуд в объеме, равном трехкратному объему нефти или нефтепродукта, заполняющего всю проб отборную систему до крана, из которого производится слив пробы.

Ручной отбор проб нефти или нефтепродукта из трубопровода.

Ручным пробоотборником отбирают только точечную пробу.

Точечные пробы отбирают через равные объемы перекачивания нефти или нефтепродукта или через равные промежутки времени.

При производительности перекачивания не более 500 м³/ч точечные пробы отбирают через каждые 500 м³. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб. При производительности перекачивания более 500 м³/ч точечные пробы отбирают не реже чем через каждый час. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб, пропорциональных объему нефти или нефтепродукта, перекачиваемого за это время.

При применении проб приемника с выровненным давлением его подключают к проб отборному крану, создают необходимое противодавление, плавно заполняют пробой, закрывают вентили на проб приемнике, затем проб отборный кран и отсоединяют проб приемник.

Проб приемник, применяемый с рассолом перед отбором пробы, полностью заполняют рассолом и закрывают вентили.

Температура рассола должна быть не выше температуры отбираемой нефти или нефтепродукта. Соединяют кран или вентиль проб приемника с краном для слива пробы на трубопроводе и открывают все вентили на входной стороне проб приемника. Открывают донный или выходной вентиль плавно, чтобы рассол медленно вытеснялся пробой, входящей в проб приемник.

Регулируют поток так, чтобы давления в проб приемнике и трубопроводе были равными. Закрывают выходной вентиль, как только нефть или нефтепродукт начнет выходить из выходного отверстия проб приемника, затем последовательно закрывают входной вентиль проб приемника и кран для слива пробы на трубопроводе и отсоединяют проб приемник.

Проб приемник с накоплением пробы вытеснением воздуха устанавливают вертикально и подсоединяют к проб отборному крану через нижний вентиль.

Открывают вентили на проб приемнике, затем проб отборный кран и пропускают через проб приемник отбираемую нефть или нефтепродукт в трехкратном объеме проб приемника.

В конце промывки закрывают вентили на проб приемнике, проб отборный кран и отсоединяют проб приемник. При отборе пробы нефти и нефтепродукта для определения содержания воды и солей применяют проб приемники с накоплением пробы вытеснением воздуха. В качестве проб приемника с применением рассола или воздуха используют пробоотборник типа ПГО по ГОСТ 14921. При давлении насыщенных паров нефти или нефтепродукта не более 67 кПа (500 мм., рт. ст.) допускается применять бутылку с двумя трубками в пробке.

Пробу нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм., рт. ст.) допускается отбирать в сосуд открытого типа. Регулируют кран для слива на трубопроводе так, чтобы из него вытекала непрерывная равномерная струя, которую направляют в проб приемник по трубке, доходящей до его днища.

Отбор проб нефти и нефтепродуктов из трубопроводов для анализа поточными автоматическими приборами (анализаторами качества).

Пробу нефти или нефтепродукта отбирают проб заборным устройством щелевого типа или в виде проб заборных трубок с загнутыми концами. Проб заборное устройство обоих типов должно обеспечить расход нефти, необходимый для работы анализатора качества.

При применении анализатора качества непрерывного действия показатели качества нефти или нефтепродукта определяются мгновенно при непрерывном прокачки пробы через проб заборное устройство.

При применении анализатора качества дискретного действия показатели качества нефти или нефтепродукта определяются за определенный промежуток времени.

Анализатор качества следует устанавливать после насоса и диспергатора (рис. 6а) и после насоса (рисунок 6б) в контуре.

4.9 Отбор проб нефтепродуктов из бочек, бидонов, канистр и другой транспортной тары

От единицы транспортной тары отбирают одну точечную пробу нефтепродукта.

Отбор проб проводят в месте, защищенном от пыли и атмосферных осадков.

Жидкий нефтепродукт перед отбором пробы из тары перемешивают. Содержимое бочки необходимо перемешать перекатыванием в течение 5 мин.

Содержимое бидона, банки, бутыли перемешивают в течение 5 мин., тщательным встряхиванием или с помощью специальной мешалки. Поверхность вокруг пробок, крышек и дна перед открыванием очищают.

Проб отборную трубку для отбора точечной пробы жидкого нефтепродукта опускают до дна тары, затем верхнее отверстие закрывают пальцем и извлекают трубку из тары. Пробу сливают, открывая закрытый конец трубки.

Точечную пробу мазеобразного нефтепродукта отбирают щупом поршневым или винтообразным, с продольным вырезом или прямым без выреза.

На месте погружения щупа удаляют верхний слой нефтепродукта толщиной 25 мм.

Винтообразный щуп опускают, ввинчивая в нефтепродукт, до дна тары, затем извлекают и лопаточкой снимают с него пробу.

Поршневой щуп опускают вдавливанием в нефтепродукт до дна тары и, поворачивая на 180°, прорезают нефтепродукт проволокой, припаянной к нижнему концу щупа, затем щуп извлекают и поршнем выдавливают из него пробу. Щуп с продольным вырезом опускают, ввинчивая в нефтепродукт, до дна тары, а затем извлекают и освобождают из него пробу шпателем, вставленным в верхнюю часть прорези, перемещая его вниз.

Прямой щуп без выреза погружают до дна тары с расплавленным битумом, затем извлекают и ножом соскабливают с него пробу.

Слой нефтепродукта толщиной 5 мм., в верхней части щупа не включают в пробу.

5. Правила приемки

Трансформаторное масло селективной очистки принимают партиями. Партией считают любое количество масла, изготовленного в ходе технологического процесса, однородного по показателям качества, сопровождаемое одним документом по качеству.

При получении неудовлетворительных результатов испытания хотя бы по одному из показателей проводит повторные испытания отобранной новой объединенной пробы той же выборки. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.

6. Определение вязкости трансформаторного масла по ГОСТ 33-2000

Трансформаторное масло марки ТСП - прозрачная жидкость.

Пробу отбирают по ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб». Методы отбора проб рассмотрены в пункте 4 настоящей курсовой работы.

Для определения вязкости с наименьшей погрешностью трансформаторного масла ТСП могут быть использованы следующие виды вискозиметров:

1) вискозиметр с висячим уровнем Атлантик (пределы кинематической вязкости 0,75-5000 мм²/с);

2) вискозиметр Оствальда Цайтфукс (пределы кинематической вязкости 0,6-3000 мм²/с);

3) вискозиметр Оствальда ВПЖ-4, ВПЖТ (пределы кинематической вязкости 0,6-10000 мм²/с), схема представлена на рисунке 12.

Вискозиметр заполняют испытуемым нефтепродуктом в соответствии с формой аппарата аналогично тому, как это осуществляется при калибровке вискозиметра, и помещают в баню.

Если в образце содержатся твердые частицы, то при загрузке его фильтруют через сито с размером отверстий 75 мкм, стеклянный или бумажный фильтр.

При наличии в нефтепродукте воды его сушат безводным сульфатом натрия или прокаленной крупнокристаллической поваренной солью, или прокаленным хлористым кальцием и фильтруют через бумажный фильтр. Вязкие продукты допускается перед фильтрованием подогревать от 50 до 100°С.

Наполненный вискозиметр выдерживают в бане до тех пор, пока он не прогреется до температуры испытания. Если одна баня используется для нескольких вискозиметров, нельзя погружать или вынимать вискозиметры из бани, пока хотя бы один вискозиметр находится в рабочем состоянии. Так как время нахождения в бане будет меняться в зависимости от оборудования, температуры и кинематических вязкостей, время температурного равновесия достигается экспериментально.

Обычно достаточно 30 мин., кроме определений очень высоких значений кинематических вязкостей.

После того, как образец достиг температурного равновесия, доводят объем образца до требуемого уровня, если этого требует конструкция вискозиметра.

Используя подсос (если образец не содержит летучих веществ) или давление, устанавливают высоту столбика образца в капилляре вискозиметра до уровня, находящегося приблизительно на 7 мм., выше первой временной метки, если в инструкции по эксплуатации вискозиметра не установлено другое значение.

При свободном истечении образца определяют с точностью до 0,1 с (6.5) время, необходимое для перемещения мениска от первой до второй метки.

Если время истечения меньше установленного минимального, подбирают вискозиметр с меньшим диаметром капилляра и повторяют определение.

Повторяют определение для получения второго значения и записывают результат.

Если два измерения согласуются с установленной величиной определения (этот метрологический термин характеризует повторяемость результатов измерения времени истечения испытуемого продукта в одном и том же вискозиметре), то рассчитывают среднее арифметическое значение двух измерений времени истечения.

Если же два измерения не согласуются, следует повторить определение после тщательной очистки и сушки вискозиметра и фильтрации образца.

7. Определение кислотного числа трансформаторного масла по ГОСТ 5985-79

7.1 Подготовка к испытанию

Отбор проб проводят по ГОСТ 2517-85.

Для приготовления титрованных растворов применяют свежеперегнанный этиловый спирт.

Перегонку спирта осуществляют в колбе вместимостью 1000 см³ с дефлегматором.

Для приготовления 85%-ного раствора этилового спирта смешивают 89 см³ этилового спирта и 11 см³ дистиллированной воды.

Для приготовления 0,5%-ного водного раствора индикатора нитрозинового желтого 0,5 г., индикатора растворяют в 100 см³ дистиллированной воды.

Для установления титра спиртового раствора гидроокиси калия применяют кристаллизованный кислый фталево-кислый калий (бифталат калия) или янтарную кислоту:

1) 70 г., бифталата калия растворяют в 200 см³ дистиллированной горячей воды. Перекристаллизацию ведут при температуре не ниже 25°С, так как при более низкой температуре образуются кристаллы трифталата калия - более кислой соли. Полученные кристаллы сушат до постоянной массы при (105 ± 5)°С;

2) 100 г., янтарной кислоты растворяют при кипячении в 165 мл., дистиллированной воды, раствор фильтруют через воронку с обогревом. После охлаждения раствора кристаллы отфильтровывают на отсасывающей воронке и снова кристаллизовывают. Кристаллы высушивают при (105±5) °С до постоянной массы;

3) Кристаллизованные бифталат калия и янтарную кислоту помещают в бюксы и хранят в эксикаторе.

Перед каждым установлением титра бифталат калия и янтарную кислоту сушат 1 ч при (105 ± 5) °С.

Приготовление 0,05 моль/дм³ спиртового раствора гидроокиси калия:

1) 3 г кристаллической гидроокиси калия взвешивают с погрешностью не более 0,1 г., растворяют в 1000 см³ этилового спирта. Полученный раствор тщательно перемешивают и выдерживают не менее 24 ч., в темном месте. Отстоявшийся прозрачный раствор отделяют от осадка декантацией в склянку для бюретки или в бутылку с пробкой из темного стекла или окрашенные в черный цвет. Бюретка должна быть защищена трубкой с натронной известью или аскаритом;

2) Титр раствора гидроокиси калия устанавливают по бифталату калия. Допускается при отсутствии бифталата калия устанавливать титр по янтарной кислоте;

3) В коническую колбу вместимостью 250 см³ помещают 0,05-0,07 г., бифталата калия или янтарной кислоты, взвешенных с погрешностью не более 0,0002 г., и растворяют их в 50 см³ свежей прокипяченной дистиллированной воды, добавляют 3-4 капли фенолфталеина и титруют 0,05 моль/дм³ раствором гидроокиси калия при непрерывном перемешивании до появления розовой окраски.

Окраска должна быть устойчивой без перемешивания в течение 30 с. Титр раствора гидроокиси калия (Т) в мг/см³ вычисляют по формуле:

Где:

56,11 - эквивалентная масса гидроокиси калия, г;

m - масса бифталата калия или янтарной кислоты, г;

Э - эквивалентная масса бифталата калия или янтарной кислоты, соответственно равная 204,23 и 59,04 г;

V1 - объем 0,05 моль/дм³ раствора гидроокиси калия, израсходованный на титрование массы бифталата калия или янтарной кислоты, см³.

За результат определения титра принимают среднее арифметическое не менее трех параллельных определений, расхождение между которыми не превышает 0,03 мг.

Титр раствора проверяют не реже одного раза в две недели.

Подготовка образца: пробу нефтепродукта тщательно перемешивают встряхиванием в течение 5 минут в склянке, заполненной не более чем на 3/4 ее объема.

7.2 Проведение испытания

Для испытания отбирают от 50 до 100 см³ пробы. Масса пробы для испытания трансформаторного масла 20±2 г.

В другую коническую колбу наливают 50 см³ 85%-ного этилового спирта и кипятят с обратным холодильником водяным или воздушным в течение 5 мин.

В прокипяченный спирт добавляют 8-10 капель (0,25 см³) индикатора нитрозинового желтого и нейтрализуют в горячем состоянии при непрерывном перемешивании 0,05 Н спиртовым раствором гидроокиси калия до первого изменения желтой окраски в зеленую.

Определение кислотности.

В колбу с нейтрализованным горячим спиртом приливают испытуемую пробу и кипятят в течение 5 мин., (точно) с обратным холодильником при постоянном перемешивании.

Если содержимое колбы после кипячения все еще сохраняет зеленую окраску, испытание прекращают и считают, что кислотность испытуемой пробы отсутствует.

В случае изменения окраски смесь в горячем состоянии титруют спиртовым раствором гидроокиси калия при непрерывном интенсивном перемешивании до изменения желтой (или желтой с оттенками) окраски спиртового слоя или смеси в зеленую (или зеленую с оттенками). Окраска должна быть устойчивой без перемешивания в течение 30 с.

Титрование проводят в горячем состоянии быстро во избежание влияния углекислого газа, содержащегося в воздухе.

Определение кислотного числа.

В коническую колбу помещают пробу испытуемого продукта в количестве, указанном в пункте 7.2.

Добавляют при взбалтывании не менее 40 см³ щелочного голубого 6Б до полного растворения пробы.

Затем содержимое колбы титруют при легком взбалтывании спиртовым раствором гидроокиси калия до изменения голубой окраски на красную или голубого оттенка на красный.

Параллельно проводят контрольный опыт без испытуемой пробы, применяя то же количество раствора щелочного голубого 6Б.

В случае плохого растворения пробы содержимое колбы кипятят с обратным холодильником в течение 5 мин., при постоянном перемешивании.

При испытании смазки продолжительность кипячения увеличивают на 5 мин., после полного ее растворения.

Допускается проводить определение кислотного числа следующим образом: нейтрализованный горячий спирт, подготовленный, как указано в пункте 7.1, приливают в колбу с испытуемым продуктом. Содержимое колбы кипятят с обратным холодильником в течение 5 мин при постоянном перемешивании.

Смесь в горячем состоянии титруют спиртовым раствором гидроокиси калия, как указано в пункте 7.1.

При наличии в смеси зеленой (или зеленой с оттенками) окраски титрование раствором гидроокиси калия не производят.

В этом случае органические кислоты в испытуемом нефтепродукте отсутствуют.

При разногласиях в оценке качества нефтепродуктов определение кислотного числа проводят с применением индикатора щелочного голубого 6Б.

8. Метод анализа растворенных газов (АРГ) в трансформаторном масле с помощью хроматографа

В последнее десятилетие для диагностики состояния трансформатора получил широкое распространение и показал удовлетворительные результаты хроматографический анализ растворенных в масле газов. От электротехнического персонала и электромонтеров требуется правильно отобрать пробу масла и доставить ее в лабораторию, а после выполнения анализа правильно истолковать его результаты и принять решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора. Анализ выполняется на хроматографе, как правило специально подготовленными работниками химической службы.

Существует несколько способов выделения газов из масла, каждому из которых соответствуют свои способы отбора пробы масла. Рассмотрим два наиболее распространенных способа:

1) Отбор пробы масла в стеклянные шприцы применяется в случае выделения растворенных в масле газов с помощью вакуума. Отбор проб производится в медицинские шприцы объемом 5 или 10 мл. Предварительно шприц проверяют на герметичность. Для этого оттягивают поршень до предела и затем конец иглы шприца вводят в резиновую пробку, не протыкая ее насквозь. Надавливают на шток, перемещая поршень примерно на половину его входа. В таком состоянии шприц вместе с пробкой опускают в вводу. Отсутствие пузырьков выделяемого воздуха свидетельствует о достаточной герметичности. Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений. При отборе нужно слить некоторое количество масла, застоявшегося в патрубке, промыть маслом шприц и масло отборное приспособление. Лучше всего пользоваться схемой, рекомендованной методическими указаниями.



Тройник 5 (рисунок 13) с резиновой пробкой 7 с помощью резиновой трубки 2 и переходника соединяют с патрубком 1 трансформатора, а трубкой 3 - с трехходовым или иным краном 4. Вся система должна быть герметичной. Длина трубки 2 выбирается такой, чтобы было удобно оперировать с тройником 5 и шприцем 6. Открывают вентиль на трансформаторе.

Открывают кран 4 и сливают 1-2 л., масла. Закрывают кран 4, вводят иглу шприца в тройник 5, протыкая насквозь пробку 7. Заполняют шприц маслом. Под избыточным давлением масла поршень шприца должен перемещаться свободно. Открывают (не полностью) кран 4. Для промывки шприца нажимают на его поршень и выдавливают из него масло. Операцию повторяют 2 раза.

Затем, набрав масло в шприц, вынимают его из тройника и вводят конец иглы в заранее подготовленную резиновую пробку (как при проверке герметичности шприца). Закрывают вентиль на трансформаторе и отсоединяют систему отбора.

Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную (лучше деревянную) тару с гнездами для шприцев, маркируют пробу и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует фиксировать объект (электростанция или подстанция), местную маркировку трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора пробы и кем выполнен отбор. Часто на шприце ставят краткое условное обозначение, которое расшифровывается в журнале.

2) Отбор пробы масла в масло отборник производится при так называемом частичном выделении растворенных в масле газов. Точность результатов анализа здесь значительно выше, чем в предыдущем случае, однако требуемый объем масла велик (несколько литров), что усложняет отбор и транспортировку пробы.

Обычно пользуются масло отборником вместимостью 2,5-3 л., схема которого приведена на рисунке 14.

В нормальном положении поршень 1 опущен на дно, барботер (приспособление, используемое при выделении из масла растворенных газов) 2 с датчиком температуры 3 и закрытым вентилем 4 ввернут в отверстие 5. Вентиль б закрыт.

Отверстие 7 в дне масло отборника закрыто заглушкой 8. Пробы масла отбирают из патрубка 9, расположенного в поддоне трансформатора и нормально закрытого пробкой. К патрубку присоединяется резиновая трубка диаметром 5-8 мм, имеющая на конце штуцер с накидной гайкой 10. Сливают 1,5-2 л., масла.

Штуцер 10 переворачивают накидной гайкой вверх (как показано на рис. 14) и регулируют расход масла (примерно 1 мл/с). При таком расходе масло заполняет накидную гайку и медленно стекает по ее краям.

Из масло отборника вывертывают барботер 2-4 и, нажимая штиком 11 на хвостовик поршня, переводят поршень вверх. Шток вводят через отверстие 7.

Переворачивают масло отборник кверху дном и навертывают накидную гайку 10 на отверстие 5 настолько, чтобы масло перестало подтекать из штуцера. Происходит заполнение масло отборника. Расход масла при этом должен быть примерно 0,5 л/мин.

Когда из отверстия 7 показывается хвостовик поршня 72, следует завернуть на место заглушку 8. Прекратив подачу масла, но не отсоединяя шланг 9-10 переворачивают масло отборник дном вниз. Отвернув штуцер 10 и убедившись, что масло полностью заполняет патрубок 5, ввертывают на место барботер 2 с закрытым вентилем 4.

Масло отборник, заполненный маслом, доставляют в лабораторию для анализа.

Во всех случаях главное требование при отборе и доставке пробы масла в лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла. Время хранения пробы до проведения анализа должно быть минимальным (не более суток).

Проведя анализ, лаборатория выдает результаты и, как правило, указывает на отклонение от нормы содержания тех или иных растворенных газов. Однако решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора принимает электротехническая служба.

При анализе определяют содержание углекислого газа СО2, окиси углерода СО, водорода Н2 и углеводородов - метана СН4, ацетилена С2Н2, этилена С2Н4, этана С2Н6, а также кислорода О2 и азота N2. Однако чаще производится анализ не по всем перечисленным газам, а по части из них, например углекислому газу, ацетилену и этилену. Естественно, чем меньшая номенклатура газов учитывается, тем меньше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение трансформатора.

С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

1) Группа 1. Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова.

Основные газы: С2H4- в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С или С2H2 - в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом.

Характерными газами в обоих случаях являются: Н2, СН4 и С2H6.

Перегрев токоведущих соединений может определяться:

- нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств;

- ослаблением и нагревом места крепления электростатического экрана;

- обрывом электростатического экрана;

- ослаблением винтов компенсаторов отводов;

- ослаблением и нагревом контактных соединений отвода и шпильки проходного изолятора;

- лопнувшей пайкой элементов обмотки;

- замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки.

Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться:

- неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали;

- нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура;

- общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах;

- неправильным заземлением магнитного провода;

- нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке.

2) Группа 2. Электрические разряды в масле.

Электрические разряды в масле могут быть разрядами большой и малой мощности. При частичных разрядах основным газом является Н2, характерными газами с малым содержанием - СН4 и С2H2.

При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н2 или С2H2, характерными газами с любым содержанием - СН4 и С2H4.

Превышение граничных концентраций СО и СО2 может свидетельствовать об ускоренном старении или увлажнении твердой изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является диоксид углерода.

Основные (ключевые) газы - наиболее характерные для определенного вида дефекта:

а) дефекты электрического характера:

- водород - частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

- ацетилен - электрическая дуга, искрение;

б) дефекты термического характера:

- этилен - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

- метан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

- этан - нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;

- оксид и диоксид углерода - старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;