ФЕДЕРАЛЬНА АГЕНЦІЯ З АТОМНОЇ ЕНЕРГІЇ

Федеральне державне унітарне підприємство

«Російський державний концерн з виробництва електричної

(КОНЦЕРН «РОСЕНЕРГОАТОМ»)

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

ПО КОНТРОЛЮ СТАНУ ТРАНСФОРМАТОРІВ СТРУМУ НА ОСНОВІ ХРОМАТОГРАФІЧНОГО АНАЛІЗУ РОЗЧИНЕНИХ ГАЗІВ (ХАРГ) У ОЛІЇ

РД ЕО

Дата введення 01.06.2006

ПОГОДЖЕНО
Технічний директор НДЦ «ЗТЗ-Сервіс»		Заступник Технічного директора - директор з науково-технічної підтримки
		Керівник Департаменту науково-технічної підтримки

РОЗРОБЛЕНО
Начальник відділу
Начальник лабораторії
Нормоконтролер
Введено в дію	Наказом

1 ПРИЗНАЧЕННЯ І ОБЛАСТЬ ЗАСТОСУВАННЯ

Дані методичні вказівки відносяться до системи контролю та діагностики стану трансформаторів струму з паперово-масляною ізоляцією класів напруги 110-750 кВ. різних конструкцій, встановлені на об'єктах концерну. Особливості конструкцій трансформаторів струму представлені у Додатку А.

РД вводиться вперше.

ГОСТ 7746-89 "Трансформатори струму. Загальні технічні умови".

РД 34.45-51.300-97. "Обсяг та норми випробувань електрообладнання".

РД 34.46.303-98. " Методичні вказівкиз підготовки та проведення хроматографічного аналізу газів, розчинених у маслі силових трансформаторів".

РД 153-34.0-46.302-00. "Методичні вказівки з діагностики дефектів, що розвиваються, за результатами хроматографічного аналізу газів, розчинених в олії трансформаторного обладнання".

МЕК 60599:1999 "Експлуатаційне електрообладнання, заповнене мінеральною олією - посібник з інтерпретації аналізів розчинених та вільних газів".

МЕК 60422:2003 "Посібник з контролю та обслуговування мінеральних ізоляційних масел в електричному устаткуванні".

2.2 Список методичної литературы

Методичні вказівки щодо контролю ізоляції електроустаткування під робочою напругою. АТ "Техносервіс-електро". М. 1996 р.

Трансформатор струму серії ТФРМ класів напруги 330-750 кВ. Технічний описта інструкція з експлуатації. ВЛИЯ.670105.002 ТО, 1986 р.

Трансформатор струму серії ТФУМ. Технічний опис та інструкція з експлуатації. ОВЛ 412.079 ТО, 1986

Трансформатор струму. Трансформатор струму ТФКН-330 Технічний опис та інструкція з експлуатації. ОВЛ 412.079 ТО. 1971. Запорізький завод високовольтної апаратури (ЗЗВА).

Трансформатор струму серії ТФНД. Паспорт ОВЛ. 468.2ЗЗВА).

Трансформатор струму серії ТФЗМ 110-500. Технічний опис та інструкція з експлуатації. ВЛИЯ.670105.001 ТО. 1984. ЗВ.

Трансформатор струму 750 кВ типу ТРН-750 У1. Технічний опис та інструкція з експлуатації. ОВЛ 140.148 ТО. 1974. ЗВ.

Програма комплексного обстеження технічного стану трансформаторів струму типу ТФРМ-750, 1НДЦ. Д10.550.01, НДЦ "ЗТЗ-Сервіс", 2000.

Опорні маслонаповнені трансформатори струму. Методика відбраковування. ОАХ 119.463.050, 1994, ВІТ (Запоріжжя, Україна).

Документ СІГРЕ TF 15/ Останні розробки інтерпретації ХАРГ, 2004.

3 ТЕРМІНИ І ВИЗНАЧЕННЯ

3.1 Дефект

Невідповідність властивостей та характеристик обладнання заданим, необхідним або очікуваним його властивостям та характеристикам, визначеним у технічної документації. Така невідповідність може призводити до прискореного погіршення стану або відмови як самого обладнання, так і обладнання з ним пов'язаного.

3.2 Дефектний стан

Аномальна зміна стану обладнання, що веде до порушення його функціональної працездатності в заданих умовах експлуатації.

3.3 Дефект, не обумовлений ушкодженням, що розвивається

Невідповідність, що призводить до зміни стану, при якому ще не відбувається деструкція основних матеріалів і помітне утворення продуктів деструкції (зволоження, газонасичення, окиснення олії та ін) які можна відновити за допомогою сушіння, дегазації, регенерації та ін.

3.4 Дефект, що розвивається (пошкодження)

Відхилення, що призводить до незворотної зміни стану (ушкодження) з утворенням газоподібних, твердих та рідких продуктів деструкції, для усунення якого потрібний частковий або повний ремонт із заміною ізоляції.

3.5 Дефект, що розвивається, не призводить безпосередньо до порушення функціональної працездатності обладнання

Прикладом такого дефекту може бути виникнення аномального контуру в магнітному потоці розсіювання та місцевий перегрів олії, старіння олії та паперово-олійної ізоляції, що не призводить до значного збільшення діелектричних втрат в ізоляційному кістяку.

3.6Дефект, що розвивається, що призводить до порушення функціональної працездатності обладнання

Прикладом такого дефекту можуть бути розряди в конденсаторному остові.

3.7Критичний дефектний стан

Стан устаткування, у якому неминучий його відмова.

3.8 Критичний дефектний стан, що вимагає негайного виведення обладнання з роботи

Стан устаткування, у якому неминучий його відмову з катастрофічними наслідками (вибухом і пожежею).

4 МЕХАНІЗМ ГАЗОУТВОРЕННЯ.

КОНТРОЛЮВАНІ ГАЗИ

Руйнування ізоляційних матеріалівв маслонаполненном апараті відбувається внаслідок локального виділення аномальної енергії, що супроводжується утворенням продуктів деградації, у тому числі газоподібних, що визначаються методом ХАРГ.

4.1 Розкладання олії

Мінеральні ізоляційні масла є сумішшю різних вуглеводневих молекул, що містять хімічні групи СН3, СН2 і СН, з'єднані молекулярними зв'язками вуглець-вуглець (С-С). Вплив підвищеної температури та розрядів призводить до розриву хімічних зв'язківміж окремими атомами цих молекул Розрив зв'язків вуглець - вуглець (С-С) і вуглець - водень (С-Н) відбувається з утворенням нестабільних фрагментів молекул у формі активних радикалів, таких як H*,СН3*, СН2*,СН* або С*, які, результаті швидких рекомбінацій (об'єднуючись), утворюють молекули газів, таких як водень (Н-Н), метан (СН3-Н), етан (СН3-СН3), етилен (СН2 = СН2), ацетилен (СН = СН). Іншими продуктами розкладання олії є вуглеводневі гази С3, С4, С5, рідкі продукти, тверді частинки, зокрема частинки вуглецю, а також X-віски.

Склад газів та його зміни визначаються енергією, що виділяється у зоні дефекту.

Найменша енергія потрібна для розриву найслабшої зв'язку С-Нщо відбувається, наприклад, при впливі часткових розрядів. В результаті розриву зв'язку та рекомбінації утворюється переважно водень.

Розрив зв'язків С-Спризводить до утворення насичених вуглеводневих газівметану, етану, пропану.

Розрив подвійних зв'язків С=З обумовлює утворення етилену, що потребує виділення вищої енергії.

Утворення ацетилену, газу з потрійним зв'язком між атомами вуглецю, вимагає впливу температури вище 800 ° С або розрядів великої потужності.

Виділення частинок вуглецю відбувається при температурі 500-800 °З особливо помітно при виникненні дугового розряду в маслі.

4.2 Місцеве нагрівання в маслі

Склад газів і швидкість виділення газів при місцевому нагріванні металу і піролізу масла, наприклад, при перегріві поганого контакту, залежить від температури в місці нагрівання і площі, що нагрівається. Відповідно, певний температурний вплив викликає характерне розподілення газів, що дозволяє однозначно ідентифікувати дефект.

4.3 Старіння олії

Нагрів великих обсягів олії до порівняно невисоких температур призводить до її окислювального старіння. При старінні олії в ньому утворюються переважно окис (СО) і двоокис вуглецю (СО2), що супроводжуються поглинанням кисню та виділенням незначних кількостей води.

4.4 Газовиділення з нових масел

У деяких нових оліях можливо помітне виділення газів при дії робочих температур, що пов'язане з наявністю нестабільних молекул.

Виділення газів може бути результатом термічної обробки, наприклад, у процесі просочення ізоляції олією. У більшості випадків основним побічним газом є водень, але в деяких оліях спостерігається переважно виділення метану та етану, а також окису та двоокису вуглецю. Іншою причиною виділення газів може бути вплив підвищеної напруженості електричного поля, наприклад, при випробуваннях трансформаторів струму однохвилинною напругою та підвищена тенденція газовиділення олії в електричному полі.

4.5 Розкладання целюлозних матеріалів

Старіння целюлозних матеріалів відбувається під дією трьох механізмів: окиснення з виділенням води та кислот; гідролізу, що викликає розрив міжмолекулярних зв'язків (деполімеризацію) та виділення води та фуранових сполук; і піролізу, що протікає при температурі вище 120-130 °С, також викликає деполімеризацію ізоляції та виділення води, фуранових сполук, СО, СО2 та кислот.

5 КОНТРОЛЮВАНІ ГАЗИ

Обов'язковий спектр газів:

Ацетилен
Окис вуглецю
Двоокис вуглецю
Кисень

Хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі трансформаторів струму виконувати відповідно до «Методичними вказівками щодо підготовки та проведення хроматографічного аналізу газів, розчинених у маслі силових трансформаторів».

6 ТИПИ ДЕФЕКТІВ У ТРАНСФОРМАТОРНОМУ ОБЛАДНАННІ

Поняття бездефектного трансформатора визначається технічними вимогамищодо гранично-допустимих термічних та електричних впливів, а також станом обладнання, за дотримання якого гази в ньому, крім ацетилену, утворюються на рівні не вище 2-3 кратної межі їх виявлення.

Дефектний стан трансформатора може бути визначено за допомогою вимірювання продуктів деградації, головним чином газів, які є результатом аномального розсіювання енергії. Вид аномального процесу: нагрівання (піроліз олії), часткові розряди, іскріння або дуга зумовлює різні види хімічної деградації молекул олії і відповідно характерний склад газів.

Т1 – Термічний дефект у діапазоні температур 150°С< Т < 300 °С

Переважно утворюються насичені вуглеводневі гази, що потребують мінімальної енергії. Характерними газами є пропан, метан, водень. Інформативним газом, що дозволяє виявити нагрівання в такому діапазоні температур, може бути бутен-1, концентрація якого може досягати до 90% від усіх газів, що утворюються. У міру зростання температури зростає відносна кількість етилену.

Т2А – Термічний дефект у діапазоні температур 300 °С< Т < 500 °С

Швидкість утворення газів зростає. Концентрація етилену щодо насичених вуглеводневих газів - метану, етану та водню, зі зростанням температури зростає швидше і при температурі 400-500 °С і вище цей газ є характерним.

Т2Б- Термічний дефект у діапазоні температур 500 °С< Т < 700 °С

Відбувається збільшення швидкості виділення газів, зміна складу газів (група етилену), утворення твердих продуктів деградації (вуглець).

Т3 – Термічний дефект у діапазоні температур Т > 700 °С

Збільшується швидкість утворення етилену. Енергії за нормальної температури вище 700 °З достатньо освіти незначних кількостей ацетилену. Відносна концентрація етану значно знижується. При температурі вище 800 °Збільшується швидкість утворення ацетилену. Можливе інтенсивне виділення бульбашок газу.

ЧР - Часткові розряди в олії

Часткові розряди супроводжуються виділенням водню, що є характерним газом, та у значно меншій кількості метану. Етилен та етан при цьому присутні у слідових кількостях. Зростання інтенсивності часткових розрядів супроводжується збільшенням відносної концентрації етилену та етану та появою слідів ацетилену. У оліях з високим вмістом парафінових вуглеводнів можливе утворення x-вісків - желеподібних продуктів розкладання олії.

Р1 - Розряди в олії малої енергії

При інтенсивному іскрінні, при помітному збільшенні насамперед концентрації ацетилену та меншою мірою етилену та етану, характерним газом залишається водень.

Р2 - розряди в маслі великої енергії (дугові розряди)

При дуговому розряді в олії утворюються переважно водень (60-65%) та ацетилен (25-28%), а також деяка кількість етилену (5-6%), метану (3-4%) та етану (<0,5 %).

Pі - розряд по поверхні та в товщі ізоляції (розряд, що повзе)

Характеризується помітно великим виділенням енергії порівняно з розрядом в олії та газовим складом електричного та термічного характеру з переважним виділенням водню, метану, а також етилену та ацетилену.

Руйнування ізоляції супроводжується також утворенням СО та СО2

ТІ - піроліз (перегрів) целюлозної ізоляції

Нагрівання целюлозної ізоляції до температури 130-150 °С веде до утворення газів СО і СО2 і при температурі 300 °С закінчується повною карбонізацією.

7 ДІАГНОСТИЧНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ РОЗЧИНЕНИХ У ОЛІЇ ГАЗІВ

7.1 Характерні гази

Н2 – характеризує часткові розряди в олії.

СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н8 - характерні гази при піролізі олії за 150-300 °З.

С2H4 - симптом перегріву олії від °З можливим утворенням вуглецю.

С2Н2 – виникнення перегріву з температурою °С (супроводжується виділенням етилену та інших вуглеводнів), утворення бульбашок газу, сильні розряди або дуга в олії (супроводжується виділенням водню).

СО, СО2 - вказують на деструкцію целюлозної ізоляції або старіння окислювального масла. Руйнування целюлози супроводжується виділенням фуранових похідних.

7.2 Характерні відносини газів

СН4/Н2 – часткові розряди

Для випадків, коли водень та метан є ключовими газами, це ставлення свідчить про наявність часткових розрядів. Розмір відносини становить 0,1 і менше. Як допоміжне це відношення використовується при діагностуванні термічних дефектів, при яких воно більше 1.

С2Н2/С2Н4- розряди, дуга

Ставлення вказує на наявність розрядів середньої та великої потужності, достатньої для утворення ацетилену у помітних кількостях. За таких дефектів величина відношення більше одиниці і зростає зі зростанням потужності розрядів. Для стійкого дугового розряду значення відношення сягає п'яти.

СО2/СО- руйнування целюлози

Відношення оксидів вуглецю може бути індикатором руйнування ізоляції целюлозної. При термічному пошкодженні паперу з температурою в зоні дефекту менше 150 °С це відношення перевищує десять, а при температурах, що перевищують 250 °С, менше трьох. Ставлення дає достовірні результати при досить високих концентраціях цих газів, щонайменше 5000 мкл/л СО2 і 500 мкл/л СО. У цьому процес супроводжується виділенням фуранів.

Обидва гази утворюються не тільки в результаті термічного пошкодження паперу, але і при старінні олії, особливо в негерметичному устаткуванні з вільним доступом кисню.

O2 / N2 - герметизація

Ці гази можуть потрапляти в олію або внаслідок прямого контакту з повітрям у негерметичному устаткуванні, або при порушенні герметичності у герметичному обладнанні.

За умови досягнення рівноважної розчинності кисню та азоту відношення цих газів в маслі відображає склад повітря і приблизно дорівнює 0,5.

7.3 Швидкість утворення газів

Швидкість утворення газів визначається мкл/л (обсяг)/годину, добу, місяць, рік; мл/година, доба, місяць, рік.

Кількість газів, що утворюються при ЧР, іскрінні, ковзних і повзучих розрядах залежить від типу дефекту та олії. Орієнтовно на 1 кДж енергії при впливі ЧР в олії виділяється 20-50 мл газу, а при повзучому розряді понад 100 мл газу.

Швидкість виділення газу при перегріванні паперу значно підвищується за температури вище 130-140 °С.

8 МЕХАНІЗМ ПОШКОДЖЕННЯ ТРАНСФОРМАТОРІВ СТРУМУ

З ПАПЕРНО-ОЛІЙНОЇ ІЗОЛЯЦІЄЮ

Розрізняються два типові механізми:

8.1 Іонізаційний пробій

Виникає в ослабленому місці, найчастіше через наявність бульбашок повітря, як критичної іонізації. За наявності досить великої енергії відбувається руйнування матеріалів, виділення газів. Втрати на іонізацію зумовлюють зростання вимірюваного тангенсу кута діелектричних втрат зі збільшенням напруги. У той самий час вимірювання при напрузі 10 кВ зазвичай вказують наявність дефекту. Пробій розвивається протягом десятків (іноді кількох сотень) годин.

Ефективні діагностичні характеристики: величина заряду ЧР, що здається, частота їх повторення і особливо енергія ЧР при безперервному контролі; ХАРГ, особливо проби з верхньої частини трансформатора, а також вимірювання tgd та ємності ізоляції кістяка при робочій напрузі та приросту tgd при збільшенні напруги.

Цей вид ушкодження виявляється більш характерним для римоподібних конструкцій.

8.2 Тепловий пробій

Виникає в зоні підвищених діелектричних втрат через термічну нестабільність паперово-масляної маси, обумовлену наявністю залишкової вологи або її утворенням, а також утворенням полярних продуктів старіння.

Процес викликає підвищення діелектричних втрат, особливо у разі підвищення температури, і навіть зростання температури.

Внутрішня температура 140-150 ° С може розглядатися як межа між працездатним та небезпечним станами.

Пошкодження може розвиватися роками, але різко прискоритися після зміни умов (наприклад, підвищення температури) і потім розвинутися до пробою протягом сотень годин.

Розвиток ушкодження супроводжується виділенням продуктів перегріву ізоляції. Іонізація та супутні явища (зростання інтенсивності ЧР, газовиділення) виникають переважно на завершальній стадії.

Відповідно, найбільш ефективними діагностичними характеристиками є зміна тангенсу кута втрат за робочих умов; збільшення температури, а також продукти старіння та піролізу олії та перегріву ізоляції.

Цей вид ушкодження виявляється більш характерним для U-подібних конструкцій ТТ.

9 ВИявлення ДЕФЕКТІВ У ТРАНСФОРМАТОРАХ СТРУМУ З ДОПОМОГЮ ХАРГ

9.1 Характерні дефекти в трансформаторах струму, що виявляються ХАРГ представлені у таблиці 1.

Таблиця 1

Тип дефекту	Прояв та розвиток
Підвищена залишкова вологість, зволоження основної ізоляції	Місцеве збільшення діелектричних втрат, діелектричний перегрів, розвиток теплового пробою. У поєднанні з газовиділяючою олією - виникнення початкової іонізації за низьких температур і утворення X-вісків.
Пряме проникнення води (недостатня чи порушена герметизація).	Поява часткових розрядів із виділенням газів; розвиток ковзних розрядів із пробоєм між обкладками.
недопросочення маслом, оголення ізоляції через низький рівень масла; попадання повітря; виділення бульбашок повітря, наприклад, через утворення вакууму при різкому зниженні температури; підвищена місцева напруженість електричного поля через неякісне виготовлення.	Поява часткових розрядів із виділенням газів, розвиток іонізаційного пробою.
Значне старіння олії та паперово-олійної маси. Низька стабільність олії.	Збільшення діелектричних втрат, діелектричний перегрів, розвиток теплового пробою.
Порушення ізоляції лінійних виводів (ТФРМ).	Виникнення часткових розрядів у маслі.
Перегрів контактних з'єднань (ТФУМ).	Виділення газів термічного характеру.

9.2 Діагностичні сценарії розвитку дефектів

9.2.1 Тепловий пробій:збільшення tgd основної ізоляції – збільшення tgd при підвищенні температури, підвищення tgd олії – підвищення температури поверхні – різке зростання tgd та температури, виділення продуктів деструкції целюлози (СО, СО2, фурфурол) – саморозігрів – поява ЧР – виділення газів.

9.2.2 Іонізаційний пробій:виникнення та прогресуюче зростання ЧР (до пКл) - збільшення tgd основної ізоляції зі зростанням випробувальної напруги - виділення газів (переважно Н2) - різке зростання інтенсивності ЧР, що супроводжується зростанням tgd при пробої ізоляції між обкладками та виділенням газів.

Характерними газами є Н2 (ключовий газ), СН4 та СО, супутні пошкодження ізоляції.

Концентрації газів у пробах з верхньої частини трансформатора струму зазвичай значно вищі, ніж у пробах їх нижньої частини.

9.2.3 Старіння олії та паперово-олійної маси ізоляції:характеризується зростанням СО2 та СО.

9.2.4 Пошкодження ізоляції лінійного виведення розрядами:характеризується появою в олії ацетилену та супроводжується різким зниженням опору ізоляції, а також виникненням високочастотних коливань напруги, які супутні зазвичай комутаціям роз'єднувача.

10 ЧУТНІСТЬ ДІАГНОСТИЧНИХ ХАРАКТЕРИСТИК

Виділення газів відбувається на стадії розсіювання аномальної енергії, обумовленої виникненням розрядів чи діелектричного перегріву. Звідси випливає, що для трансформаторів струму аналіз газів, як правило, є вторинною діагностичною процедурою, що підтверджує небезпеку явища та розпізнає його механізм.

У таблиці 2 показані найбільш чутливі діагностичні характеристики, визначені за даними ресурсних тестів трансформаторів струму 330-500 кВ.

Таблиця 2 – Симптоми розвитку характерних дефектів у трансформаторах струму за даними ресурсних випробувань

	Механізм розвитку ушкоджень
Тепловий (ТФУМ)	Іонізаційний (ТФРМ)	Комбінація іонізаційного та теплового (ТФРМ)
Початковий стан	Зростання tgd з 10кВ = 0,48 - 1,6%	Симптоми порушення герметичності Низький рівень олії Підвищення загального газомісту олії (SN2 та О2) до 8 - 10%	Підвищення tgd з 10 кВ до 0,46-0,5%
Dtgdіз = (0,0% при підвищенні вимірювального Uз 10 кВ до Uн. нар.	Підвищення температури поверхні (термовізійне сканування)
Зростання tgd90°З олії до 5-10%	Dtgdіз = 0,15% при підвищенні вимірювальної напруги з 10 кВ до Uн. нар.
Небезпечний стан	Приріст tgd із зростанням температури (a > 0,03)	Dtgdіз = 0,1 - 0,15% при підвищенні Uз 10 кВ до Uн. p.	Приріст tgd з 10кВ зі зростанням температури (a = 0,032-0,041)
Приріст tgdіз 10кВ з часом, Dtgdіз > 0,03%/рік	Зростання tgd з 10кВ з часом більше 0,15%	Підвищення температури ізоляції на 9-20 ° С (термовізійне сканування)
Зниження tgd з підвищенням вимірювального Uз 10 кВ до Uн. нар.	Зростання ємності
Зростання tgd з до 10%	ЧР > пКл
Поява газів у маслі		Газоутворення
Перед пробоєм	Зростання tgdіз	Швидке зростання tgdз до 4%
Приріст DС/С = %	Приріст ємності (за рахунок к. з. між шарами	Зростання температури ізоляції (термічна нестабільність)
Поява ЧР пКл	Швидке зростання ЧР>1000пКл	Поява ЧР пКл

11 БЕЗДЕФЕКТНИЙ ТРАНСФОРМАТОР СТРУМУ

Бездефектний стан трансформатора струму за розрахункових умов роботи характеризується рівнем часткових розрядів трохи більше 10 пКл, а tgd основний ізоляції - трохи більше 0,35% при температурах 20-60° З. Рівень газів у бездефектному трансформаторі струму зазвичай перевищує значень, наведених у таблиці 3.

Таблиця 3 - Типовий рівень концентрацій газів у бездефектному трансформаторі струму

Концентрація, мкл/л

12 ДОПУСТИМИЙ ЗМІСТ ГАЗІВ У ОЛІЇ ТРАНСФОРМАТОРІВ СТРУМУ

Граничні концентрації встановлюються з урахуванням досвіду експлуатації устаткування. Граничні значення концентрацій газів ТТ отримують шляхом статистичного аналізу результатів профілактичного контролю. Як граничного значення характеристики апарату, що зберігає функціональну працездатність в експлуатації без відмов і пошкоджень, набувають значення характеристики по інтегральній функції розподілу при F = 0,9 (тобто у 90% всіх працюючих апаратів розглянутої групи значення нижчі). Передбачається, що апарати, в яких концентрації газів вищі за граничні значення, можуть характеризуватись підвищеним ризиком пошкодження та вимагають додаткового обстеження. Граничні концентрації газів для трансформаторів струму в експлуатації наведено у таблиці 4.

Таблиця 4 - Граничні концентрації розчинених у маслі газів у трансформаторах струму, що знаходяться в експлуатації

Граничні концентрації газів, мкл/л

13 ВПЛИВ РІЗНИХ ФАКТОРІВ НА РІВЕНЬ КОНЦЕНТРАЦІЙ І СКЛАД ГАЗІВ

13.1 Тип олії

Більшість трансформаторів струму серії ТРН залита олією ТКп. Трансформатори струму серії ТФРМ до 1986 року заливались переважно олією Т-750, а після 1986 олією ГК. Олії з підвищеним складом ароматичних вуглеводнів (ТКп, Т-750) характеризуються схильністю до прискореного окиснення в умовах впливу електричного поля вищої напруженості, ніж у силових трансформаторах. Відповідно, розвиток процесів, пов'язаних із прогресуючим зростанням діелектричних втрат у трансформаторах струму, які залиті такими оліями, є більш ймовірним. Олія ГК більш стійка до окислювального старіння, але має тенденцію до утворення більшої кількостігазів, особливо Н2.

13.2 Тип обладнання

У трансформаторах струму серії ТФЗМ можливі ушкодження пов'язані переважно з розвитком часткових розрядів у маслі, і навіть з нагріванням контактів. Коди дефектів ЧР, Р1, Т1.

У трансформаторах струму серії ТФУМ найімовірнішими є дефекти, пов'язані з діелектричним нагріванням, особливо у зоні установки магнитопровода. Код дефекту Т1. Іонізаційні процеси в трансформаторах струму серії ТФУМ можуть мати місце при різкому зниженні електричної міцності ізоляційної системи, наприклад при підвищенні вмісту вологи, при попаданні повітря, або при забрудненні поверхні провідними частинками. Коди дефектів ЧР, Р1, Р2.

У трансформаторах струму серії ТФРМ найімовірнішими є дефекти, пов'язані з іонізаційними процесами.

13.3 Строк служби

Залежність зростання концентрації газів від часу експлуатації існує й у трансформаторів струму. Однією з причин зростання концентрації газів у процесі експлуатації трансформаторів струму є нормальне окисне старіння олії. При нормальному окислювальному старінні масла швидкість наростання газів незначна і перевищення гранично допустимих концентрацій, наведених у таблиці 4 менш ніж за 5 років експлуатації, означає виникнення локального дефекту в обладнанні.

13.4 Періодичність контролю

Після введення в роботу (за погодженням із заводом-виробником);

Після тривалого (понад 3 років) зберігання з метою оцінки проникнення повітря. Виконується для герметичного обладнання;

Після 1 року експлуатації (за погодженням із заводом виробником);

Один раз на 5 років для нормально працюючого обладнання;

Для ідентифікації дефекту при зростанні тангенсу кута діелектричних втрат ізоляції кістяка або олії вище встановлених норм;

При зниженні опору ізоляції лінійних висновків нижче за встановлені норми;

При виявленні відносного підвищення температури під час тепловізійного обстеження;

При комплексному обстеженніобладнання, а також при вирішенні питання про продовження експлуатації після закінчення встановленого термінуслужби.

14 НАСЛІДНІСТЬ ІНТЕРПРЕТАЦІЇ РЕЗУЛЬТАТІВ ХАРГ

14.1 Концентрації окремих газів для отриманого результату ХАРН порівняти з концентраціями, наведеними в таблиці 4. Якщо концентрації жодного з газів не перевищують граничні концентрації, продовжити нормальну експлуатацію. Якщо концентрація хоча б одного з газів або кількох газів перевищує гранично допустимі концентрації, виконати повторний аналіз для підтвердження наявності дефекту трансформатора струму.

14.2 При підтвердженні перевищення граничних концентрацій встановити характер дефекту за допомогою характерних газів та характерних відносин газів. Для уточнення характеру дефекту використовувати графічний метод(РД 153-34.0-46.302-00, Додаток 3).

14.3. Порівняти отримані результати з попередніми даними, а також зданими, отриманими на однотипному обладнанні.

14.4 Виконати вимірювання діелектричних та ізоляційних характеристик ізоляційної системи трансформатора струму. За результатами таких вимірювань та результатами ХАРН оцінити симптоми дефектного стану. Визначити вологовміст олії та ступінь її старіння.

14.5 Рішення про можливість продовження експлуатації або виведення трансформатора струму з експлуатації приймати на підставі аналізу всіх результатів проведених випробувань та вимірювань, а також конструктивних особливостейтрансформаторів струму.

14.6 Звернутися за консультацією на завод-виробник або до спеціалізованої сервісної організації.

Додаток А

(довідкове)

ОСОБЛИВОСТІ КОНСТРУКЦІЙ ТРАНСФОРМАТОРІВ СТРУМУ

З урахуванням конструктивних особливостей трансформаторів струму, діагностичні підходи можуть відрізнятися в залежності від виду конструкції. Серед конструкцій вітчизняного виробництває три основні види:

Ланкова конструкція з ізоляцією обмоток паперово-масляного типу, рисунок А.1.

100%" style="width:100.0%;border-collapse:collapse">

Клас напруги, кВ

Місткість основної ізоляції С1, пФ

U -подібна конструкція із ізольованою первинною обмоткою, малюнок А.2.

Алюміній" алюмінієвої фольги на 14 основних шарів по 3,6 мм кожен. Поверх 14-ї обкладки накладено тонкий шар кабельного паперу і заземлювана конденсаторна обкладка (15-а) обкладка). Остання та передостання обкладки в необхідних випадках можуть бути використані для вимірювання напруги, інакше вони заземлюються.

Стан ізоляції ТФКН контролюється на трьох ізоляційних проміжках: С1 - основна ізоляція між первинною обмоткою і передостанньою вимірювальною обкладкою, С2 - ізоляція між передостанньою і останньою обкладками (вимірювальний конденсатор) і С3 - ізоляція між останньою обкладкою . На ТФУМ виводиться лише остання обкладка, тобто крім С1, можна контролювати проміжок С3.

Розташування первинної ізольованої обмоткипо висоті трансформатора струму дозволяє ефективно використовувати термовізійний контроль для виявлення дефектів, пов'язаних із зростанням діелектричних втрат.

Добрі діагностичні можливості конструкції дозволяють ефективно контролювати стан трансформатора струму безпосередньо під напругою.

ХАРГ для цієї конструкції в більшості випадків є додатковим засобом ідентифікації небезпеки дефектів, виявлених, наприклад, за результатами контролю діелектричних втрат.

Римоподібна конструкція із ізольованою вторинною обмоткою, малюнок А.3.

0" обкладкою - проміжок С1, а також проміжок "0"-обкладка - цоколь", що заземлюється при роботі.

Кільцева частина ізоляції та обмотки розташовуються в маслорозширювачі.

ТФРМ виготовляють у герметичному виконанні. Герметизуючий пристрій розташований у верхній частині.

Конструкції трансформаторів струму мають суттєво відмінні вузли герметизації:

До 1976 р. (ТФРМ-330) та до 1978 р. (ТФРМ-500) захист масла здійснювався за допомогою силікагелевого осушувача. Відповідно, повітряні газимогли вільно проникати усередину.

До 1983р. застосовувався вузол герметизації у вигляді "мішка" з фторолонової лакотканини металевому баку(тип I). У цій конструкції доступ кисню обмежений, проте наявність повітряної подушки зумовлює високий вміст азоту.

До 1987-88 років. застосовувалася "мембрана" (діафрагма) з фторолонової лакотканини або литої гуми, що "лежала" на олії (тип II).

До 1992 р. встановлювалася "гумова діафрагма" між верхнім і нижнім баками вузла герметизації, причому масло під та над діафрагмою повідомлялося через патрубки (Тип III).

З 1992 було збільшено обсяг розширювача, а також значно розширено отвори, через які повідомлялося масло між розширювачем і баками вузла герметизації.

Є також відмінності у конструкції масловідбірних пристроїв.

Ідентифікація вузла герметизації істотна визначення рівня надійності і може здійснюватися за номером і року випуску трансформатора струму.

Особливості конструкції визначають нерівномірний розподіл газів за висотою трансформатора струму. У найчастішому випадку розвитку пошкодження в ізоляції трансформатора струму концентрація газів у верхній частині значно вища, ніж у нижній.

Парк трансформаторів струму на блоках АЕС

У таблиці А.2 надано інформацію про склад парку трансформаторів струму, встановлених на блоках АЕС.

Таблиця А.2

Місце встановлення	Типи конструкцій
Смоленська АЕС
Курська АЕС
Балаківська АЕС
Нововоронезька АЕС
Ленінградська АЕС
Волгодонська АЕС
Кольська АЕС
Калінінська АЕС
Костромська АЕС

* Працюють у класі напруги 220 кВ.

Основу парку складають ТТ серії ТФРМ. Ланкова конструкція експлуатується в основному на Ново-Воронезькій АЕС. Дві групи ТФЗН-500 встановлені на Балаківській АЕС замість ТФРМ-500. Трансформатори струму U-подібної конструкції встановлені на АЕС.

Трансформатори напругою 110 кВ потужністю менше 60 МВА та блокові трансформатори власних потреб – через 6 міс. після включення і далі не рідше 1 разу на 6 міс.;

Трансформатори напругою 110 кВ потужністю 60 МВА і більше, також всі трансформатори 220 - 500 кВ протягом першої доби, через 1, 3 і 6 міс. після включення і далі - не рідше за 1 раз на 6 міс.

Трансформатори напругою 750 кВ - протягом першої доби, через 2 тижні, 1, 3 та 6 місяців після включення і далі - не рідше 1 разу на 6 міс.

Періодичність ХАРГ для трансформаторів з дефектами, що розвиваються, визначається динамікою зміни концентрацій газів і тривалістю розвитку дефектів. Усі дефекти залежно від тривалості розвитку можна поділити на:

миттєво розвиваються дефекти - тривалість розвитку яких має порядок від часток секунди до хвилин,

дефекти, що швидко розвиваються - тривалість розвитку яких має порядок від годин до тижнів,

повільно дефекти, що розвиваються - тривалість розвитку яких має порядок від місяців до декількох років.

Методом хроматографічного аналізу розчинених в маслі газів виявляються повільно розвиваються дефекти, можливо - дефекти, що швидко розвиваються, і не можна визначити миттєво розвиваються дефекти.

У разі виявлення дефекту (A i >A г pi . і/або V отн i > 10% на міс.) необхідно виконати 2-3 повторних аналізу розчинених газів (з періодичністю аналізів, зазначених у Розділі 3) для підтвердження виду та характеру дефекту та прийняття рішення про подальшу експлуатацію трансформатора та/або виведення його з роботи. Де A г pi .- гранична концентрація i-го газу, % про; A i - виміряне значення концентрації i-го газу, % про;

Мінімальний час повторного відбору проби олії (T id) для проведення аналізу можна розрахувати за такою формулою:

Т id = β * М А i / V абс i (9)

Де β-коефіцієнт кратності послідовних вимірів (приймати b = 5); М А i - межа виявлення в олії i-го газу, % про;

Межа виявлення обумовлених в маслі газів (МА) повинна бути не вище:

Для водню - 0,0005%об.

Для метану, етилену, етану - 0,0001%об.

Для ацетилену - 0,00005%об.

Для оксиду та діоксиду вуглецю - 0,002 %об.

(Методичні вказівки для проведення лабораторних та контрольних робіт з ХАРН)

5.1. Якщо в результаті аналізу А i

5.2. Якщо в результаті аналізу A i >A г pi і V отн i< 10%в месяц, то провести повторный отбор пробы масла и хроматографический анализ растворенных в нем газов для подтверждения результатов измерения и соответственно:

Проаналізувати умови попередньої експлуатації трансформатора з урахуванням факторів, що впливають на зміну концентрацій газів у нормально працюючих трансформаторах

За критеріями відносин концентрацій пар характерних газів (Розділ 2, Таблиця 3) встановити вид та характер дефекту.

Визначити час повторного відбору проби олії (Розділ 4, формула 9) та провести ХАРН.

5.3 Якщо в результаті виконання операцій за п. 5.2 швидкість V відн i зростає, то трансформатор залишити на прискореному контролі з періодичністю ХАРН, що визначається за формулою (9).

За даними наступних результатів ХАРН виконати заходи п.п. 5.1-5.2 і визначити V отн i.

5.4 Якщо під час аналізу наступного відбору виходить нерівність

A i >A г pi і V отн i > 10% на місяць , ашвидкість V отн i продовжує збільшуватися (швидко розвивається дефект), то планувати виведення трансформатора з роботи.

5.5.Якщо ж під час аналізу зберігається нерівністьA i >A р pi , aV отн i залишається постійної і менше 10% на міс., то з'ясування наявності ушкодження рекомендується провести дегазацію олії й виконати кілька послідовних аналізів.

5.6. Якщо після проведення дегазації концентрації газів менші від відповідних граничних значень і не збільшуються, це свідчить про відсутність пошкодження. Такий трансформатор знімається з контролю, і подальша періодичність відбору проб олії встановлюється один раз на 6 міс.

5.7. Якщо ж після проведення дегазації олії знову спостерігається зростання концентрації розчинених газів при повторних ХАРН зі швидкістю:

V отн i >10% на місяць, слід планувати виведення трансформатора з роботи;

V відн i<10% в месяц, то трансформатор остается в работе на учащённом контроле по АРГ.

5.8 Якщо A i >A rpi та V відн i ≤ 0 , то слід перевірити вплив експлуатаційних факторів згідно Розділу 4 і за їх відсутності можна припустити, що дефект розвивається "вглиб" (вигоряння контактів перемикаючих пристроїв, листів магнітопроводу, металевих шпильок тощо). І тут необхідно планувати виведення трансформатора з роботи.

Для РПН у навісних баках з метою визначення можливого перетікання газів внаслідок порушення герметичності між баками контактора та трансформатора необхідно відібрати одночасно пробу олії з баків контактора та трансформатора. Приклади розв'язання задач за результатами ХАРН представлені у Додатку 1.

У цій статті ми розповімо про те, для чого потрібний хроматографічний аналіз. У проблемі продовження терміну служби трансформаторних масел важливу роль відіграють способи контролю їхнього поточного стану. Знаючи, як почувається в даний момент ізоляційна рідина, можна своєчасно прийняти рішення про її заміну або відновлення без небезпечних наслідківдля силового трансформатората іншого маслонаповненого обладнання.

Хроматографічний аналіз трансформаторної олії: як проводити?

Хроматографічний аналіз трансформаторної олії – один із найефективніших методів ранньої діагностики стану ізоляційних рідин. Він ґрунтується на роботі з розчиненими газами, які є наслідком розкладання ізоляції. Як правило, для проведення аналізу необхідно визначення таких газів, як водень, азот, кисень, етилен, ацетилен, оксид та діоксид вуглецю, метан. Чим якісніше виконаний хроматографічний аналіз, тим достовірніші дані про стан ізоляційної системи.

Вперше даний виддослідження було застосовано у 70-х роках минулого століття в Англії. Перший досвід виявився успішним, тому далі хроматографічний аналіз почав використовуватись у більшості розвинених країн.

Основні етапи хроматографічного аналізу трансформаторної олії:

• відбір проб;
• транспортування відібраних проб до лабораторії;
• виконання підготовчих робіт;
• власне хроматографічний аналіз;
• робота з одержаними результатами, висновки.

До переваг такого аналізу відносять можливість діагностики з високим ступенем достовірності дефектів, що розвиваються в трансформаторі, які викликаються локальними перегрівами та (або) електричними розрядами. Одночасно з цим метод має і свої недоліки, які виражаються у відносно великому часі вимірів, суттєвих матеріальних витратах та потреби у хімічних реактивах. Наявність перерахованих недоліків поки що не дозволяє включити хроматографічний аналіз до програми експрес-аналізу трансформаторної олії.

Для отримання якомога достовірніших результатів необхідно коректно виконувати відбір проб, проводити зберігання та транспортування проб у місце проведення аналізу.

« ____ » ____________ 2006 р.

ІНФОРМАЦІЙНИЙ ЛИСТ

Відбір, зберігання та транспортування проб трансформаторної олії

для хроматографічного аналізу розчинених газів (ХАРГ)

Цей інформаційний лист складено на основі діючих інструкцій, керівних документів та ГОСТів, а також накопиченого досвіду практичної роботиу цій галузі. Нижче наведена інформація рекомендована для фахівців з експлуатації та ремонту електрообладнання 110-500 кВ.

Технологія відбору проб олії на ХАРГ.

1. Відбір проб здійснюється у скляні медичні шприци (рис. 1) ємністю 10-20 мл із заглушкою, виготовленою з наконечника медичної голки із запаяним отвором. Заглушка використовується для герметизації шприца після відбору проби. Для відбору проб можуть застосовуватися спеціальні пробовідбірники «ЕЛХРОМ» ємністю 20 мл (додаток 1). Пробовідбірник є комбінацією спеціального цільноскляного шприца і прецизійного триходового крана. Конструкція пробовідбірника дозволяє проводити відбір проб із усіх видів електрообладнання без використання додаткових пристроїв. При цьому зводяться до мінімуму втрати олії з електроустаткування, що особливо важливо для маломасляних апаратів (високовольтних вводів). Газоплотність пробовідбірника дозволяє забезпечити мінімальні втрати газів при зберіганні та транспортуванні.

Кожен шприц (пробовідбірник) повинен мати індивідуальний номер!

Малюнок 1. Шприц для відбору проб олії на ХАРГ

При відборі проб трансформаторної олії необхідно стежити, щоб у шприц з олією не потрапили механічні домішки та бульбашки повітря.

Неприпустимий відбір проб олії в одноразові пластмасові шприци!

Неприпустимий відбір проб олії з відкритого струменя!

Неприпустимий контакт масла з атмосферним повітрям при відборі!

При відборі проби олії з бака трансформатора 1 (мал. 2) очистити масловідбірний пристрій від забруднень, перевірити маркування шприців. До масловідбірного штуцера під'єднати шланг із внутрішнім діаметром 6-8 мм із маслостійкої гуми. Відкрити вентиль масловідбірного пристрою і злити 1-2 літри олії для промивання штуцера та шланга. Перед закінченням зливу вільний кінець шланга підняти вгору видалення бульбашок повітря. Щільно ввести приєднувальний конус шприца в заздалегідь підготовлений отвір у шлангу (можливе застосування медичної голки або спеціально виготовлених перехідників), перекрити кінець шланга для створення надлишкового тиску.

Перед заповненням шприц промити маслом, що відбирається!Для цього шприц повністю заповнити маслом, що відбирається, після чого, плавним натисканням на поршень, витіснити все масло зі шприца. Процедуру промивання повторити щонайменше три рази.

Малюнок 2. Відбору проби олії з бака силового трансформатора

Після промивання заповнити шприц олією і розташувавши шприц голкою вгору, витіснити 1-2 мл олії видалення бульбашок повітря. Закрити шприц наконечником-заглушкою (установку заглушки проводять одночасно з натисканням на поршень шприца). Заповнити супровідні листи (додаток 2), шприци із пробами олії помістити у спеціальну тару.

Відбір проб олії з герметичних вводів повинен проводитися за технологічною картою. Для введення з вбудованим компенсатором тиску проби відбираються безпосередньо з введення. Для введення з виносним компенсатором тиску проби відбираються з бака тиску (для уточнення виду передбачуваного дефекту, за погодженням з ЗІІЗ, допускається відбір проби олії безпосередньо з вводів).

При відборі проби із введення з виносним баком тиску закривати вентиль на час

не більше 5-10 хвилин!

Для відбору проби олії з герметичного введення: закрити вентиль на вводі, зняти заглушку з ходу вентиля, що перекривається, притиснути конус шприца через м'яку гумову прокладку товщиною 8-10мм до отвору вентиля (попередньо в прокладці необхідно проколоти отвір для конуса шприца). Відкрити вентиль до заповнення шприца олією. Перед заповненням маслом шприц промити маслом, що відбирається!Для цього шприц повністю заповнити маслом, що відбирається, після чого, плавним натисканням на поршень, витіснити все масло зі шприца.

Після промивання заповнити шприц олією. Закрити вентиль, поставити заглушку на місце, відкрити вентиль остаточно. Розташувавши шприц голкою вгору, витіснити 1-2 мл олії видалення бульбашок повітря. Щільно закрити шприц наконечником-заглушкою (установку заглушки проводять одночасно з натисканням на поршень шприца). Заповнити супровідні листи (додаток 2), шприци із пробами олії опустити у спеціальну тару.

Герметично закриті шприци з пробами олії зберігають у захищеному від сонячного світламісці в ємностях, заповнених трансформаторною олією (шприци повинні бути повністю занурені в олію). На контейнерах має бути вказано найменування підстанції.

Доставка проб олії на ХАРГ здійснюється транспортом ПС, чи іншим способом (за погодженням з начальниками районів), пізніше 3-4 діб з відбору. Проби вирушають до хімлабораторії із заповненими супровідними листами. Шприци транспортуються в ємностях, заповнених трансформаторним маслом (шприци повинні бути повністю занурені в масло) у вертикальному положенні заглушками вниз.

При транспортуванні необхідно уникати сильної вібрації, трясіння, різких перепадів температур та потрапляння прямого сонячного світла на проби олії.

Хроматографічний аналіз газів, розчинених у трансформаторному маслі, проводить персонал хімічної лабораторії служби випробувань та вимірювань. Результати аналізу заносяться до супровідного протоколу, який після аналітичної обробки у службі ЗІІЗ повертається на підстанцію із висновком фахівців.

Додаток 1

Відбір проб олії в пробовідбірник ЕЛХРОМ

Відверніть дві половинки гермовузла.

2 і відтягніть поршень.

Перемістіть кільце ущільнювача гермовузла в крайнє нижнє положення поршня так, щоб воно не перешкоджало вільному ходу поршня в процесі відбору проби.

Зніміть захисні корки.

Притисніть поршень до упору (для забезпечення вільного ходу поршня триходового крана ручка повинна бути в положенні 2 або 3 ) і поверніть ручку триходового крана в положення 1 .

З'єднайте конус крана пробовідбірника з джерелом олії, злийте порцію олії через бічний штуцер (для зручності до нього можна приєднати спеціальний шланг). Позиція пробовідбірника, що рекомендується, при відборі проби – вертикальне.

Поверніть ручку крана у положення 2 , заповніть шприц невеликою порцією олії та поверніть ручку в положення 3 .

Злийте взяту порцію олії через бічний штуцер спокійним натисканням на поршень.

Поверніть ручку в положення 2 та заповніть шприц до позначки 20 мл.

Поверніть ручку в положення 1 .

Встановіть захисні корки.

Прикрутіть дві половинки гермовузла до упору. Пробу взято.

Якщо при відборі проби з будь-яких причин пробовідбірник не займає вертикального положення, то для видалення повітряного міхура пробовідбірник необхідно від'єднати від джерела, скинути міхур вертикальному положенні) і повторити всі процедури знову. Не слід здійснювати процедуру видалення повітря енергійно – це не спричинить бажаного результату, а лише ускладнить отримання достовірної проби.

Увага! Заміна поршнів шприців забороняється, оскільки поршні не взаємозамінні!

Схема розташування ручки триходового крана за вертикального положення пробовідбірника:

Додаток 2

Вимоги до заповнення супровідного листа

при відборі проб трансформаторної олії на ХАРН

СУПРОВІДНИЙ ЛИСТ

проби на ХАРГв олії

ПС ____________________________ Тип (тр-ра, введення) __________________________________

Дисп. найменування ___________________ Фаза ______ Заводський № ______________________

№ креслення (введення) ______________________ Завод-виробник _________________________

Дата вип.: ____________ Дата введення в експл. ______________ Навантаження (тр-ра) __________ МВт

Марка залитої олії ____________________ Вид захисту олії (тр-ра) ____________________

Причина відбору проби ________________________________ Дата відбору ___________________

При відборі: t олії ___________ С, t повітря ___________ С

Пробу відібрав (П.І.Б.)_______________________ в шприц № _________ Підпис ___________

У супровідному аркуші повинні бути зазначені такі відомості: назва підстанції, тип обладнання, диспетчерське позначення, фаза, номер заводу, номер заводського креслення (для вводів). Наприклад:

АОДЦТН-267000/500, АТГ-4, фаза А, Зав. №92766;

АТ-1, введення 110 кВ ГМТА-110/2000-У1, фаза А, рис. № 2ІЕ.800.055

Крім того, необхідно вказати завод-виробник, дату випуску та введення в експлуатацію, значення навантаження трансформатора перед відбором проби, марку олії, залитої в обладнання, тип захисту олії (вільне дихання, азотний або плівковий захист), причину відбору (черговий, позачерговий, повторна, після кап. ремонту тощо), дату відбору проби.

Максимально точно вказати температуру верхніх шарів олії та температуру навколишнього повітря в момент відбору проби. Вказати прізвище, що ініціали відбирав пробу (підтверджується підписом) та номер шприца, до якого відібрано пробу.

Начальник ЗІІЗ

1 З бака трансформатора необхідно відбирати два шприци (або пробовідбірники) об'ємом 20 мл.