Zakres analiz

Wartość napięcia przebicia daje informacje na temat możliwości izolacyjnych oleju, wykazuje obecność zanieczyszczeń, jak również potrzebę wirowania. Jest ono zależne od zawilgocenia próbki i obecności zanieczyszczeń np. cząstek stałych. Na wielkość tą w dużym stopniu mają wpływ warunki pomiaru, dlatego stosowane są znormalizowane procedury pomiarowe i odpowiednie wyposażenie.

Laboratorium wykonuje analizę zgodnie z normą PN-EN 60156 „Ciecze elektroizolacyjne. Określanie napięcia przebicia przy częstotliwości sieciowej.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu testera oleju firmy Baur służący do zautomatyzowanych pomiarów elektrycznej wytrzymałości na przebicie cieczy izolujących. Wynik oznaczenia przedstawiany jest jako średnia z sześciu prób ze względu na małą powtarzalność pojedynczego pomiaru.

Obecność wody w oleju i izolacji celulozowej wpływa na pogorszenie ich parametrów dielektrycznych, a przede wszystkim na wytrzymałość elektryczną. Woda w transformatorze może pochodzić między innymi z dyfuzji wilgoci atmosferycznej w czasie przeglądów wewnętrznych, procesu starzenia cieplnego oleju i izolacji celulozowej, nieszczelności wodnego układu chłodzącego. W wyniku zawilgocenia mogą nastąpić groźne wyładowania niezupełne czy wzrost ciśnienia w kadzi transformatora co w konsekwencji może doprowadzić do awarii urządzenia.

Badania zawartości wody w oleju przeprowadzane są zgodnie z normą PN-EN 60814 „Ciecze izolacyjne- Papier i preszpan nasycone olejem. Oznaczanie wody za pomocą automatycznego miareczkowania kulometrycznego Karla-Fishera”. Analiza przeprowadzana jest przy zastosowaniu COULOMETRU 899 firmy Metrohm. Dla uzyskania precyzyjnych wyników sprzęt jest kompatybilny z najwyższej klasy waga analityczną Coubis firmy Sartorius. Zastosowane odczynniki są wysokiej jakości co zapewnia wysoką dokładność pomiaru.

Parametr ten stanowi pośredni wskaźnik sygnalizujący możliwość wytrącenia się osadu i jest stosowany do kontroli jakości oleju transformatorowego. Przy wartości przekraczającej 0,1 kwaśne produkty rozkładu oleju powodują przyspieszenie procesu starzenia izolacji celulozowej. Oleje o dużej kwasowości mogą reagować z metalowymi elementami urządzeń. Kwasowość może być stosowana w kontroli jakości oleju transformatorowego.

Oznaczenie liczby kwasowej wykonujemy zgodnie z normą PN-EN 62021-1 „Ciecze elektroizolacyjne. Część 1. Metoda automatycznego miareczkowania potencjometrycznego”. Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu aparatu TI-TOUCH OIL 916 firmy Metrohm. W celu potwierdzenia wyników wątpliwych stosujemy metodę miareczkowania kolorymetrycznego zgodnie z normą PN-EN 62021-2:2008. Sposób ten jest stosowany do wskazania ewentualnych zmian, które mogą pojawić się podczas użytkowania w warunkach utleniających.

Wielkości te dają informację o starzeniu się oleju czyli o pogorszeniu się jego właściwości. Na parametry te wpływ mają: zanieczyszczenia, temperatura, natężenie pola elektrycznego, czas przyłożonego napięcia, woda reagująca z produktami utleniania w wyniku czego zauważalny jest wzrost ich wartości. Wielkości te są ważnymi wskaźnikami jakości i stopnia zanieczyszczenia próbki. Stosowane są do interpretacji odstępstw od pożądanych właściwości i ewentualnego wpływu na działanie transformatora.

Oznaczenie współczynnika strat dielektrycznych i rezystywności wykonujemy zgodnie z normą PN-EN 60247:2008 „ciecze elektroizolacyjne”. Pomiar przenikalności względnej, współczynnik strat dielektrycznych i rezystywności przy prądzie stałym.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu automatycznego mostka pomiarowego do pomiaru rezystywności, stałej dielektrycznej i współczynnika stratności oleju typu DTL firmy Baur.

Temperatura zapłonu daje informację na temat bezpieczeństwa przeciwpożarowego gdyż charakteryzuje skłonność tworzenia mieszanin palnych i jest wartością przy której następuje zapłon w zetknięciu z płomieniem.

Pomiar wykonujemy zgodnie z normą PN-EN ISO 2719 „Oznaczenie temperatury zapłonu. Metoda zamkniętego tygla Pensky’ego-Martensa.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu półautomatycznego aparatu do oznaczania temperatury zapłonu firmy INKOM przeznaczonego do oznaczania tego parametru olejów mineralnych i innych cieczy łatwopalnych.

Znajomość gęstości oleju pozwala na obliczenie całkowitego ciężaru transformatora jak również na uniknięcie wystąpienia kawałków lodu w niskich temperaturach (taka sytuacja może mieć miejsce gdy w odstawionym z ruchu transformatorze pojawi się woda) a w konsekwencji do awarii urządzenia. Dodatkowo olej zawierający związki aromatyczne ma większą gęstość niż olej ze związkami naftenowymi czy parafinami.

Oznaczenie gęstości wykonujemy zgodnie z normą PN-EN ISO 3838:2008 „Ropa naftowa i ciekłe lub stałe przetwory naftowe. Oznaczanie gęstości lub gęstości względnej. Metody z użyciem piknometru z korkiem kapilarnym i piknometru dwukapilarnego z podziałką.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu najwyższej klasy wagi analitycznej Coubis firmy Sartorius.

Lepkość miara oporu wewnętrznego jaki stawia olej, poddawany naprężeniom ścinającym, zmuszającym go do przepływu. Ta właściwość oleju ma wpływ na efekt chłodzenia transformatora czyli w tym przypadku pożądany jest olej o niskim współczynniku lepkości. Na jej wartość między innymi ma wpływ temperatura tzn.: im wyższa temperatura tym większy spadek lepkości. W przypadku wzrostu tego parametru następuje pogorszenie właściwości chłodzących, a w konsekwencji tego podniesienie temperatury pracy i pogorszenie stanu oleju i celulozy.

Oznaczenie lepkości nasze laboratorium wykonuje zgodnie z normą PN-EN ISO 3104 „Przetwory naftowe. Ciecze przezroczyste i nieprzezroczyste. Oznaczenie lepkości kinematycznej i obliczanie lepkości dynamicznej.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu termostatu grzejącego firmy LAUDA, oraz wysokiej dokładności kapilar pomiarowych.

Napięcie powierzchniowe silnie zależy od zawartości w oleju grup polarnych. Napięcie powierzchniowe oleju jest dobrym wskaźnikiem czystości oleju w czasie składowania oraz starzenia w eksploatacji. Na wartość napięcia powierzchniowego ma wpływ tworzenie się w eksploatowanym oleju szlamu (osadu)- tak więc jest ono istotne przy podejmowaniu decyzji dotyczących wymiany lub regeneracji olejów. Bardzo wyeksploatowane oleje mogą mieć napięcie powierzchniowe o wartościach niższych niż 20 mN/m.

W naszym laboratorium pomiar napięcia powierzchniowego wykonujemy stosując metodę pomiaru tensjometrycznego przy użyciu tensjometru STA1 produkcji niemieckiej. Aparat jest kompatybilny z najwyższej jakości wagą Cubis firmy Sartorius.

Olej transformatorowy poddaje się badaniom mającym na celu kontrole zanieczyszczeń stałych. Na wzrost ich zawartości ma wpływ sposób magazynowania, transport, karbonizacja oleju czy degradacja celulozy. Jednym ze skutków zestarzenia się oleju jest wytrącenie się osadu, który osadza się na powierzchni uzwojenia w wyniku czego warunki chłodzenia ulegają pogorszeniu. Dokładny pobór próbki i określenie rodzaju oraz wymiarów cząstek pozwala na jakościowe i ilościowe wyznaczenie zanieczyszczeń cieczy roboczej. Na podstawie oznaczenia możemy zaobserwować między innymi czy zanieczyszczenia stanowi metal będący produkt zużycia, włókna papieru bądź rdza pochodząca z układu.

Pomiar wykonujemy w oparciu o  PN-ISO 4407 „Napędy sterowania hydrauliczne. Zanieczyszczenia cieczy roboczej. Wyznaczanie zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych metoda zliczania za pomocą mikroskopu” oraz PN-ISO 4406 „Napędy i sterowania hydrauliczne. Ciecze robocze. Metoda kodowania poziomu zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu mikroskopu stereoskopowego firmy Conbest z kamerą Moticam.

Pomiar wykonujemy zgodnie z normą PN-ISO 4407 „Napędy sterowania hydrauliczne. Zanieczyszczenia cieczy roboczej. Wyznaczanie zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych metoda zliczania za pomocą mikroskopu” oraz PN-ISO 4406 „Napędy i sterowania hydrauliczne. Ciecze robocze. Metoda kodowania poziomu zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych.” Pomiaru dokonujemy przy zastosowaniu mikroskopu stereoskopowego firmy Conbest z kamerą Moticam.

Siarka korozyjna to parametr, który nie dotyczy wszystkich rodzajów oleju. W latach 1995-2005 na rynek trafiły oleje zawierające DBDS (disiarczek dibenzylu), które w czasie eksploatacji transformatorów okazały się korozyjne. Związek ten w szczególnych warunkach temperaturowych prowadzi do powstawania osadów siarczku miedzi (Cu2S) czy siarczku srebra (Ag2S). Siarczki mogą pojawiać się na elementach podobciążeniowego przełącznika zaczepów, a także na izolacji papierowej. Obecność siarczków powoduje obniżenie wytrzymałości elektrycznej układu izolacyjnego, może także doprowadzić do zwarć międzyzwojowych. Wczesne wykrycie pojawienia się związków siarki w oleju może zapobiec wystąpieniu awarii,a także pozwala na wczesne reagowanie i tym samym przeciwdziałanie w postepowaniu zjawiska korozji np. po przez regenerację oleju.

Nasze laboratorium oferuje analizę oleju transformatorowego na potencjalna obecność siarki korozyjnej. Metoda jest wykonywana według normy PN-EN 62535 „ Ciecze elektroizolacyjne –Metody wykrywania potencjalnej siarki korozyjnej w świeżych i używanych olejach elektroizolacyjnych”. Nasze laboratorium dysponuje niezbędnym atestowanymi paskami korozyjnymi ASTM, które umożliwiają dokładna ocenę klasy korozyjności analizowanego oleju.

Zgodnie z wymogami UE oraz wymogami krajowymi do końca czerwca 2010 roku wszystkie urządzenia zawierające PCB o stężeniu powyżej 50 ppm (mg/l) muszą zostać wycofane z eksploatacji. (Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 24 czerwca 2002 roku). PCS’s były stosowane jako składnik oleju transformatorowego ze względu na swoje doskonałe właściwości elektroizolacyjne, jednak okazało się, że w wysokich temperaturach ulegają rozkładowi na dioksyny uznawane za związki o najwyższej toksyczności. Niebezpieczne właściwości stały się przyczyna bezwzględnego utylizowania jednostek transformatorowych, których olej przekracza dopuszczalne wartości PCB’s. Polichlorowane Bifenyle nie wykazują właściwości adhezyjnych (przylegających) do powierzchni metalowych. Zatem jeśli ilość PCB’s w oleju nie przekracza 25 ppm wówczas olej taki można zregenerować.

Norma PN-C 96050 „Oleje przepracowane” przedstawia dwie drogi postepowania ze zużytymi olejami w zależności od zawartości w nich PCB. Jeśli zawartość PCB nie przekracza 25 ppm (mg/L) oleje takie powinny zostać poddane regeneracji. Zawartości przekraczające 50 ppm powinny być wycofane z eksploatacji.

Analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) z zastosowaniem chromatografii gazowej stanowi podstawową metodę bezinwazyjnej diagnostyki, umożliwiającą rozpoznanie rodzaju oraz szybkości zmian wolno rozwijających się defektów układu izolacyjnego transformatora. Do zalet DGA należy zaliczyć: wysoką czułość pomiaru, znacznie przewyższającą techniki pomiarów elektrycznych, umożliwiającą wykrywanie i śledzenie defektów w początkowym stadium ich rozwoju mała objętość próbki potrzebna do analizy.

Podstawowym dokumentem w zakresie interpretacji wyników badań DGA oraz klasyfikacji defektów występujących w układach izolacyjnych transformatorów jest międzynarodowa norma IEC 60599:1999 „Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis”. W laboratorium wykonujemy analizę DGA przy użyciu chromatografu gazowego japońskiej firmy Schimadzu według normy PN-EN 60567 „Urządzenia elektryczne olejowe- Pobieranie próbek gazów oraz analiza gazów wolnych i rozpuszczonych- Wytyczne”. Aby mieć pewność, że fiolki chromatograficzne są odpowiednio przygotowane stosujemy tzw. stół rewolwerowy do przepłukiwania fiolek argonem. Jest to również gwarancja uzyskania dobrej powtarzalności pomiarów.Aby zapewnić naszym klientom najwyższą jakość świadczonych usług i największą dokładność pomiarów wykonujemy trzypunktową krzywą kalibracyjną z użyciem dwóch rodzajów wzorców: gazowych mieszanek wzorcowych oraz ciekłych wzorców olejowych firmy Morgan Schaffer.

W celu wykluczenia lub potwierdzenia przegrzania miejscowego w obszarze izolacji zwojowej oprócz badania DGA wskazane jest wykonanie pomiaru związków furanu. 2FAL traktowany jest jako wskaźnik ilościowy procesu degradacji. Wartość koncentracji 2FAL w oleju powyżej 1,5 ppm określa lokalizację defektu cieplnego w izolacji celulozowej na poziomie ostrzeżenia. W obecności przegrzania miejscowego pojawiają się poza 2FAL jeszcze inne związki furanu głównie 5- hydroksy-metylo-furfural (5HMF) oraz 5- metylo-furfural (5MEF). W początkowej fazie procesu przegrzania miejscowego pojawia się 5HMF, często jednocześnie z 2FAL. Kiedy proces jest już zaawansowany pojawia się 5MEF.

Oznaczenie zawartości związków furanu wykonujemy przy użyciu chromatografu cieczowego japońskiej firmy Schimadzu z zastosowaniem kolumn pakowanych wyróżniających się dużą sprawnością i selektywnością, oraz detektora UV. Oznaczenie wykonujemy zgodnie z normą PN-EN 61198 „Mineralne oleje izolacyjne- Metody oznaczania 2- furfuralu i związków pokrewnych”. Ogromną wagę przykładamy do sposobu przygotowania próbki, dlatego do oczyszczania próbek stosujemy specjalny system SPE wyposażony w pompę próżniową oraz kolumienki wypełnione sorbentem. W celu zapewnienia dokładności pomiaru tworzymy dwie czteropunktowe krzywe kalibracyjne na podstawie wzorców ciekłych.