2. Методы и технические средства диагностирования технического состояния тяговых трансформаторов

2.1. Визуальный контроль.

Осмотр тяговых трансформаторов без их отключения для подстанций с постоянным дежурным персоналом проводится 1 раз в сутки, без постоянного дежурства – 1 раз в месяц /2/.

Внеочередные осмотры производятся:

после неблагоприятных природных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);

при работе газовой защиты на сигнал, а так же при отключении трансформатора газовой или (и) дифференциальной защитой.

При осмотре трансформаторов систем тягового электроснабжения проверяются:

режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности трансформатора;

соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму;

уровень масла в расширителе и соответствие показаний маслоуказа­теля или уровня наружной температуры или показаниям термометра, измеряющего температуру масла;

уровень масла в негерметичных вводах и давление масла - в герметичных;

состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие загрязнения);

состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных элемен­тов, баке, расширителе, радиаторах, вентилях;

состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева кон­тактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и спусков к вводам в зимнее время;

состояние рабочего и защитного заземлений;

соответствие указателей положения устройства РПН на трансформаторе и щите управления;

целостность корпусов пробивных предохранителей;

исправность устройств сигнализации;

голубой цвет контрольного силикагеля, состояние термосифонных фильтров и влагопоглащающих патронов;

целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы;

отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора;

состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундамен­тов, маслоприемников;

работа обдува в летнее время, обогрева привода РПН в зимнее время.

2.2. Физико-химические испытания проб трансформаторного масла

Сокращенный анализ трансформаторного масла из тяговых трансформаторов отбираются через 10 дней и через 1 месяц после ввода в эксплуатацию. В процессе эксплуатации 1 раз в 2 года. Сокращенный анализ масла включает определение следующих показателей качества:

внешнего вида и цвета;

наличие механических примесей и свободной воды;

пробивного напряжения;

кислотного числа;

температуры вспышки;

реакции водной вытяжки.

Как правило, при нормальной эксплуатации, когда показатели 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. Полный анализ масла помимо испытаний, входящих в объем сокращенного анализа, включает определение следующих показателей:

тангенса угла диэлектрических потерь;

количественного содержания механических примесей;

количественного содержания воды;

газосодержания;

наличие растворенного шлама;

содержания антиокислительной присадки ионол;

стабильности против окисления.

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

Испытания, входящие в объем эксплуатационного контроля, выполняются по стандартным методикам в соответствии с требованиями ГОСТ или ТУ.

Цвет трансформаторного масла определяется при рассмотрении в проходящем свете и выражается числовой оценкой, основанной на сравнении с рядом цветовых стандартов (рис 2.1). Внешний вид масла может быть мутным, с осадками и взвешенными частицами различных загрязнений. Цвет и внешний вид не являются решающими показателями для отбраковки масла, но дают полезную информацию о проведении необходимого объема испытаний масла.

Наличие механических примесей визуально выполняют визуально, рассматривая жидкий диэлектрик в пробе или кювете при толщине слоя 10 мм в проходящем свете, определяя его цвет, наличие в нем загрязнений, прозрачность, перед осмотром пробу перемешивают встряхиванием в течении 5 минут. Результат контроля считается неудовлетворительным, если жидкость содержит видимые загрязнения, если она мутная. На основании результатов визуального контроля принимается решение о проведении дополнительных лабораторных испытаний

Пробивное напряжение является важнейшим показателем качества масла, который характеризует способность жидкого диэлектрика выдерживать электростатическое напряжение без пробоя, т.е. определяет безаварийную работу всей системы изоляции оборудования. Электрическая прочность масла определяется в стандартном разряднике с использованием аппаратов для испытания масла типа АИМ-80, АИМ-90 (рис.2.2-2.3) /8/. При приближении пробивного напряжения к предельно допустимому значению следует определять количественное влагосодержание масла. В лаборатории определение величины пробивного напряжения ведется в аппарате АИМ-90. Прежде, чем заполнить измерительную ячейку сосуд с пробой жидкого материала несколько раз переворачивают вверх дном с тем, чтобы содержащиеся в пробе загрязнения равномерно распределились по всему объему жидкости. Небольшим количеством жидкости ополаскивают ячейку и электроды, затем медленно заполняют ячейку, следя чтобы струя жидкости стекала по ее стенке и не образовывалось пузырьков воздуха. Температура пробы жидкости при испытаниях не должна отличаться от температуры помещения и должна находиться в пределах 15-30°С. Через 10 мин после заполнения ячейки на образец подают электрическое напряжение, плавно поднимают до пробоя и фиксируют значение пробивного напряжения. При одном заполнении ячейки жидким диэлектриком осуществляют шесть последовательных пробоев с интервалами между каждым из них, равным 5 мин. После каждого пробоя при помощи стеклянной палочки жидкость между электродами перемешивают для удаления продуктов разложения из межэлектродного пространства, не допуская при этом образования воздушных пузырьков.

В еличина пробивного напряжения определяется как, среднее арифметическое по формуле:

где U_прi - величина, полученная при последовательных пробоях, n - число пробоев.

Пробивное напряжение масла в пробе из бака тягового трансформатора первичного напряжения 110 кВ должно быть не менее 35 кВ, 220 кВ соответственно не менее 45 кВ.

Оценка достоверности результатов определяется следующим образом.

Среднюю квадратическую ошибку среднего арифметического значения пробивного напряжения вычисляют по формуле:

К роме того, значение пробивного напряжения должно отвечать нормированному значению коэффициента вариации V, вычисленного по формуле:

Если значение коэффициента вариации превышает 20%, то в этом случае дополнительно производят еще одно заполнение испытательной ячейки порцией жидкости из того же сосуда, и проводят еще шесть определений пробивного напряжения и для расчета используют число пробоев равное 12. Если коэффициент вариации превышает 20 %, качества диэлектрика следует считать неудовлетворительным. Большая разница в значениях напряжений пробоя говорит о загрязнении масла механическими примесями и водой.

Кислотное число (КЧ) является основным показателем, характеризующим степень старения масла, масла содержащие смолы окисляются с образованием осадков. Кроме того, наличие агрессивных водорастворимых кислот вызывает коррозию металлических деталей и влияет на старение твердой изоляции. Определение водорастворимых кислот проводится методом экстракции водорастворимых кислот из трансформаторного масла этиловым спиртом, с последующим титрование раствором щелочи КОН, КЧ не должно быть боллее чем 0,25 мг КОН на г масла /9/.

Для измерения температуры вспышки применяется прибор ПВНЭ с электрическим нагревом для определения температуры вспышки в закрытом тигеле (рис. 2.4). Отбор проб масла из оборудования производится при обычном режиме работы или сразу после отключения. Перед испытанием герметичный сосуд с пробой диэлектрика выдерживают в лаборатории до приобретения жидкостью температуры помещения.

Прибор ПВНЭ установлен в вытяжном шкафу, свет затемнен экраном. Испытуемый образец продукта перед испытанием перемешивают в течение 5 минут. Заполняют тигель прибора до метки, закрывают крышкой, устанавливают в нагревательную ванну, вставляют термометр. Испытываемый образец нагревают в тигеле при перемешивании со скоростью 5-6 ⁰С в 1 мин. Испытания на вспышку проводят при достижении температуры на 17 ⁰С ниже предполагаемой температуры вспышки, через каждые 2 ⁰С. За температуру вспышки каждого определения принимают показания термометра в момент четкого появления первого (синего) пламени над поверхностью продукта внутри прибора. За результат испытания принимают среднее арифметическое не менее двух последовательных определений. Полученное значение температуры вспышки округляют до целого числа. Допускается расхождение между последовательными определениями не более 6 ⁰С. Температуру вспышки вычисляют с поправкой на стандартное барометрическое давление 760 мм. рт. ст. алгебраическим сложением определенной температуры и поправки из таблицы, или вычисленной по формуле:

Δt= 0,0362 ( 760-Р ),

где Р – фактическое барометрическое давление в мм рт.ст.

Таблица 2.1

Барометрическое давление, мм рт.ст.	Поправки, оС
636 – 663	+4
664 – 691	+3
692 – 718	+2
719 – 746	+1
774 – 801	- 1

Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом должно быть не более 5 ⁰С для масла предназначенного к заливке. Для масла, взятого из бака трансформатора температура вспышки не должна быть ниже 125 ⁰С

Температура вспышки при нормальной работе трансформатора постепенно возрастает вследствие испарения легких фракций. При развитии дефекта темпе­ратура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле га­зов, образу­ющихся в месте дефекта. Снижение температуры вспышки бо­лее, чем на 5°С по сравнению с предыдущим испытанием масла указывает на на­личие дефекта и в этом случае требуется комплексное обследование обо­ру­до­вания. Снижение температуры вспышки паров масла указывает также на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора.

Тангенс угла диэлектрических потерь является показателем качества масла чувствительным к присутствию в масле различных загрязнений (коллоидных образований, растворенных металлоорганических соединений и различных продуктов старения масла и твердой изоляции). Определение tgδ позволяет выявить незначительные изменения свойств масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не определяются химическими методами контроля. Характер температурной зависимости позволяет определить тип загрязнений.

Для измерения tgδ трансформаторного масла применяется ячейка трехзажимного типа. Измерение проводят мостом переменного типа Р5026М по «прямой схеме». Минимальный объем пробы трансформаторного масла составляет не менее 50 мл. В качестве источника высокого напряжения используется устройство типа НОМ с разделительным трансформатором 220/220 В, регулировочным автотрансформатором РНО-20. Перед измерением тангенса угла, диэлектрических потерь трансформаторное масло нагревается до температуры 90 ^оС

Проводят два измерения, отчет значения tgδ проводят не позднее 3 минут после подачи в схему измерения высокого напряжения.

Тангенс угла диэлектрических потерь вычисляют по формуле:

tgδ = tgδ₁C₀ / C₁ tgδ₀

где tgδ₁,C₁ - соответственно тангенс угла диэлектрических потерь и емкость измерительной ячейки, заполненной испытуемым трансформаторным маслом;

C₀ – емкость пустой измерительной ячейки.

Расхождение между результатами двух измерений не должно превышать 15% от значения большего результата, значение тангенса угла диэлектрических потерь проверяемого масла определяется как среднее арифметическое двух измерений.

Трансформаторные масла для повышения стабильности против окисления содержат антиокислительную присадку ионол. Понижение концентрации ионола ниже допустимого значения резко снижает стабильность масла.

Таблица 2.2

	Предельно допустимое значение tgδ, % не более
Марки масел	ГК ТУ 38.101.1025-85	Т-1500 ГОСТ 982-80	ТКп ТУ 38.401.5849-92	ТСп ГОСТ 10121-76	Примечания
Эксплуата-ционного масла	15/ 10	15/ 10	15/ 10	15/ 10	110кВ/ 220кВ

Снижение температуры вспышки трансформаторного масла указывает на наличие в оборудовании дефектов, приводящих к разложению масла и образованию легковоспламеняющихся летучих фракций.

Масло в эксплуатации прове­ряется на влагосодержание у тран­сфор­ма­то­­ров с пленочной и азотной защитой. Необходимость измерения вла­го­со­дер­жа­ния масла, заливаемого в трансформаторы на напряжение 220 кВ и выше определяется заводскими инструкциями.

При периодическом контроле в эксплуатации содержание воды в масле не должно превышать 20 Г/т.

У трансформаторов с пленочной защитой масло про­ве­ря­ется на газосодержание перед заливкой и в эксплуатации. У транс­фор­ма­то­ров с азотной защитой масло проверяется на газосодержание только перед за­лив­кой.

Газосодержание масла перед заливкой и непосредственно после заливки должно быть не более 0.1% объема.

При периодическом контроле в эксплуатации содержания в масле воздуха не должно превышать 2%.

Необходимо указать, что трансформаторы с силикагелевой и с азот­ной защитой не защищены от перенасыщения масла воздухом, поскольку они на­ходятся в условиях равновесного растворения газа в масле при ат­мос­фер­ном давлении.

Нормирование газосодержания для трансформаторов с пленочной за­щи­той должно обеспечить достаточную электрическую прочность и предотвращать опасное окисление масла:

(пузырьков), что практически обеспечивается при содержании не более 8% воздуха в масле; в качестве нормы по условиям электрической прочности должно отсутствовать перенасыщение масла воздухом (выделение воздушных можно принять 6% от объёма;

для снижения интенсивности окисления масла, содержание воздуха в масле трансформаторов в эксплуатации не должно превышать для масел марки ГК - 2%, а для масел остальных марок - 1% объёма.

2.3. Хроматографический анализ трансформаторного масла.

В процессе старения изоляция претерпевает ряд физико-хими­ческих изменений. При этом выделяются продукты разложения - твердые, жидкие или газообразные вещества. Особо интенсивным это выделение бывает при некоторых видах дефектов изоляции, связанных с термическим или электрическим ее повреждением /10/.

Изоляционное масло, являясь одним из элементов изоляцион­ной конструкции, выполняет еще и роль теплоотводящей и защитной среды, предохраняющей твердую изоляцию от перегревов и влияния атмосферы.

При старении масло окисляется, что приводит к образованию органических кислот, растворимых в масле или создающих осадки (шлам). Выделяется также ряд газообразных продуктов, причем интенсивность газообразования зависит от напряженности элект­рического поля. Увлажнение снижает электрическую прочность масла. Термические воздействия приводят к крекингу - разложе­нию с образованием ряда газов.

Старение изоляционного масла снижает надежность всей изо­ляционной конструкции, ибо повышенная кислотность способству­ет старению твердой изоляции и снижению ее механической проч­ности, а осаждение шлама увеличивает диэлектрические потери и ухудшает отвод тепла. Влага из масла, переходя в твердую изоляцию, усиливает в ней процессы разрушения. Наличие в масле пузырьков газа способствует развитию частичных разрядов.

Диэлектрические свойства масла характеризуют его электри­ческая прочность и tgδ. Свойства масла определяют также его прозрачность, газо- и влагосодержание, наличие загрязнений (твердых частиц), содержание водорастворимых кислот и щело­чей. Наличие процессов крекинга приводит к снижению темпера­туры вспышки.

Твердые изоляционные материалы на основе целлюлозы (бу­мага, картон) при медленном старении также выделяют ряд про­дуктов разложения. При нормальных условиях эксплуатации на­ряду с водородом выделяются низкомолекулярные углеводороды, а также окись и двуокись углерода, образующиеся при окислении целлюлозы. В числе газов, растворенных в масле силовых транс­форматоров, находят метан СН₄, этан С₂Н₆, этилен С₂Н₄, ацетилен С₂Н₂, пропан С₃Н₈ и пропилен С₃Н₆. Газовыделение зависит: от режима работы объекта, примененных в нем изоляционных материалов, продолжительности эксплуатации и ряда других, не всегда легко учитываемых факторов.

При разрушении изоляции, связанном с наличием повреждений, интенсивность процессов газовыделения резко повышается; может измениться также состав газов и их соотношение. Это явление используется в целях диагностики оборудования. Наиболее ши­рокое применение метод диагностики по анализу газов получил при эксплуатационном контроле силовых трансформаторов /11/.

Повреждения в трансформаторе могут иметь различный харак­тер. Типичными их проявлениями являются: дуговой разряд, Maломощные искровые разряды в масле, частичные разряды, местные перегревы. Каждому виду дефекта соответствует определенный набор газов, выделяющихся при разрушении изоляции (табл. 2.3).

В реальном трансформаторе процессы, вызывающие газовыде­ление, могут происходить одновременно при участии различных материалов (бумаги, картона, дерева, пластмасс).

Анализ газов, выделяющихся при разрушении электрической изоляции, производится с целью выявления их состава и опреде­ления концентраций.

Анализ, как правило, проводится в специальных лабораториях (в Дорожной электротехнической лаборатории) и является самостоятельной задачей, не входящей в круг вопросов, рассматриваемых в дипломном проекте. Приведем лишь данные, необходимые для изложения проблем диагностики по результатам анализа га­зов. Более подробные сведения приведены в /10-12/ и других специ­альных изданиях.

В рассматриваемых нами случаях газ, выделившийся при раз­рушении диэлектриков, растворяется в изоляционном масле, яв­ляющемся составной частью изоляционной конструкции. Приме­няемые методы анализа позволяют контролировать лишь газовые смеси. Поэтому первым этапом анализа является извлечение из масла смеси контролируемых газов.

Выделенная смесь газов разделяется затем на компоненты, и далее определяются их концентрации. Полное разделение смеси на составляющие производится редко; обычно достаточно определе­ния наличия лишь ряда характерных (диагностических) газов или их общего содержания в смеси.

Извлечение газов. Часть газов растворенных в масле, со временем достигает газового реле. Оттуда может быть отобрана проба для анализа. Из-за различия в степени растворимости разных: газов и скорости накопления их в газовом реле состав компонентов смеси в отобранной пробе может существенно отличаться от соста­ва их в масле. Это снижает возможности диагностики, и рассматриваемый метод получения пробы газа может быть использован лишь для грубых оценок состояния объекта.

Несколько более информативна, хотя и обладает указанными (остатками, проба газа, отобранная в надмасляном пространстве трансформаторов с азотной, защитой. Известны способы когда проба газа отбирается из специального отсека, отделенного от масла контролируемого объекта полупроницаемой мембраной, пускающей лишь определенные газы.

В ряде случаев в качестве экспресс-метода обнаружения зна­чительных дефектов используется определение общей горючести газов /11/. Преимущественная область применения этого метода­ контроль трансформаторов с азотной защитой.

Для целей ранней диагностики широко применяются совре­менные физические методы полного анализа многокомпонентных: газовых смесей: масс-спектрометрический и хроматографический. Наибольшее распространение получил метод газовой хроматорафии.

В практике в энергосистемах применяется газоадсорбционная хро­матография, основанная на разделении компонентов газовой смеси при помощи различных адсорбентов - пористых веществ с сильно развитой поверхностью. Процесс газовой хроматографии состоит из двух этапов: разделение анализируемой смеси на компоненты (качественный анализ) и определение их концентраций (количе­ственный анализ). Структурная схема хроматографической установки приведена на рис. 2.5. Анализируемая смесь газов (проба) вводится в поток газа-носителя, который с постоянной скоростью пропускается через разделительную колонку, содержащую адсорбент. Различия в фи­зико-химических свойствах отдельных газов смеси вызывают раз­личия в скорости их продвижения через адсорбент. Поэтому на выходе разделительной колонки будут последовательно появлять­ся составляющие анализируемой пробы (в смеси с газом-носите­лем). Эти составляющие имеют различную теплопроводность, что позволяет детектором формировать соответствующие сигналы, ре­гистрируемые специальным устройством (обычно самопишущим потенциометром). Типичная хроматограмма приведена на рис. 2.6.

Последовательность (время) выхода из разделительной колон­ки конкретных газов известна (для данных условий анализа). Это дает информацию о составе анализируемой смеси. Для получения количественных данных, интегратором определяется площадь пи­ков хроматограммы, которая на основании данных калибровки приводится к значениям концентрации соответствующих газов. ­

Возможности разделения ком­понентов газовой смеси опре­деляются характеристиками разделительной колонки: ее наполнителем (адсорбентом), длиной и температурным ре­жимом.

Газ-носитель должен быть инертным по отношению к анализируемым веществам и примененным адсорбентам. Он также должен обеспечи­вать нормальную работу детектора.

Принцип действия часто применяемого детектора-катарометра основан на индикации изменения теплопроводности проходящих сквозь него газов (детектор по теплопроводности). Чувствительные элементы катарометра - резисторы расположены в камерах по которым проходит поток газов. Два рабочих резистора обтека­ются газом, выходящим из разделительной колонки; два других резистора - чистым газом-носителем. Резисторы включены в мо­стовую измерительную схему и нагреваются протекающим по ним током. При появлении в рабочей камере компонента анализируе­мой смеси, который изменяет теплопроводность газа в камере, изменяются условия теплопередачи от рабочих резисторов к ее стенке. При этом изменяются сопротивления рабочих резисторов и измерительный мост разбалансируется. Напряжение на диагона­ли моста, соответствующее концентрации данного компонента смеси, записывается регистратором.

Ввиду простоты и надежности катарометры получили большое распространение. Однако в ряде случаев их чувствительность не­достаточна. Более высокую чувствительность обеспечивает приме­нение пламенно-ионизационных детекторов (ДИП). В этом детек­торе газ из разделительной колонки смешивается с водородом и сжигается в атмосфере воздуха или кислорода. Образующиеся при этом ионы под действием напряжения, приложенного к расположенным в камере сгорания электродам, создают ток, пропорциональный потоку газа (произведению его концентрации на ско­рость.

В лабораторию доставляется, как правило, проба масла с рас­творенными в нем газами. Поэтому составной частью хромата­графической установки для эксплуатационного контроля должно быть устройство для извлечения газов.

Отбор проб производится в медицинские стеклянные шприцы (рис. 2.7). Метод отбора пробы масла и ее герметизация при доставке в лабораторию играют существен­ную роль в обеспечении необходимой точности анализа. Потеря газов при отбо­ре пробы, транспортировке и хранении до анализа не должна превышать 3 % (по окиси углерода при 25 ⁰С).

Методика выделения газов существенно влияет на точность определения концентраций контролируемых газов.

Анализ извлеченной смеси газов производится по методике, определяемой типом примененного хроматографа и составом кон­тролируемых газов. Состав анализируемой смеси определяется по времени и последовательности появления пиков на хроматограмме. Для получения количественных данных хроматографический ком­плекс калибруется. Калибровка производится или эталонной смесью газов с известной концентрацией компонентов.

Чувствительность анализа, т. е. наименьшие выявляемые кон­центрации газов, определяет и чувствительность метода контроля. Даже при определении лишь состава растворенных газов необхо­димо убедиться, что порог чувствительности анализа обеспечивает выявление концентраций характерных газов, свидетельствующих о наличии развивающихся дефектов. Необходимо подчеркнуть, что в ней указана чувствительность ме­тода в целом, включающего отбор пробы, извлечение газа и его анализ.

Нормируется и воспроизводимость (точность) полученных при анализе результатов. Считается достаточным, если относительная погрешность определения концентраций не превысит 15% (при установлении характера дефекта) или 25% (при индикации повреждения) /11/. Одним из наиболее эффективных методов является контроль, основанный на определении скорости увеличения концентрации ха­рактерных газов. В этом случае нужна более высокая точность анализа, ибо скорость газообразования, создающая прирост кон­центрации более 10% в месяц, должна считаться подтверждением наличия повреждения.

В Дорожной электротехнической лаборатории применяется хроматографическая установка «Кристалл-2000» (рис. 2.8), анализ производится автоматически, часть рутинной аналитической работы (в частности по обработке данных хроматографии) осуществляется специализированной программой, которая определяет вид, характер и степень развития дефекта, отслеживает развитие дефектов во времени (рис. 2.9) и выдает рекомендации по дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Отбор проб ведется в течение 3 суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее – не реже 1 раза в 6 месяцев.

Возможные рекомендации системы приведены в табл.2.4.

Таблица 2.4

N	Рекомендация
1	Немедленный вывод трансформатора из работы
2	Планировать вывод трансформатора из работы
3	Проводить учащенный контроль по АРГ
5	Проверить состояние сорбента в воздухоочистителе
6	Проверить состояние маслонасоса
7	Проверить возможность перетока (отобрать одновременно пробы из бака трансформатора и бака переключателей)
9	Провести дегазацию масла
10	Поставить в известность соответствующее подразделение пред­приятия
11	Проанализировать условия предшествующей эксплуатации
12	Снять с учащенного контроля по АРГ
13	Проводить контроль по АРГ с нормальной периодичностью
14	Сравнить с концентрациями в подобных трансформаторах
15	Сообщить на завод-изготовитель
18	Трансформатор поставлен под контроль
20	Измерить омическое сопротивление обмоток
21	Провести анализ с помощью инфракрасной техники
22	Измерить потери холостого хода
23	Провести химический анализ масла
24	Измерить tgδ комплексной проводимости изоляции
25	Измерить сопротивления короткого замыкания
26	Измерить tgδ масла
27	Провести электрические измерения частичных разрядов
28	Провести акустические измерения частичных разрядов
29	Измерить сопротивление изоляции
30	Провести визуальный контроль
31	Отобрать пробы масла из баков контактора и трансформатора