Новости
694 0

Обработка трансформаторного масла — Основные свойства трансформаторного масла

Применение трансформаторного масла.

Трансформатор представляет собой прибор, используемый для энергоснабжения. Преимущественное большинство таких аппаратов функционирует на основе масла для трансформаторов, добываемого из нефти. Однако существуют приборы, работающие благодаря специальной жидкости, получаемой синтетическим способом. Также можно выделить небольшую группу трансформаторов, действующих, так сказать, в сухом виде. Трансформаторное масло обязательно применяется, когда номинальное напряжение превышает 35 кВ. Какие же функции оно выполняет? На самом деле, масло с одной стороны отвечает за поступление тепла к охлаждающему отсеку, а с другой стороны выступает изолятором.

Обработка трансформаторного масла — Основные свойства трансформаторного масла

Страница 3 из 7

В соответствии с назначением трансформаторного масла (электроизоляционный материал, теплоотводящая и дугогасящая среда, а также среда, защищающая твердую изоляцию от проникновения в нее влаги и воздуха) к нему предъявляют требования, которые отражены в технических условиях (табл. 2). Полному физико-химическому анализу (проверка по всем показателям технических условий) должны подвергаться все свежие трансформаторные масла до заливки их в оборудование. Масло, залитое в оборудование, проверяется в объеме сокращенного анализа, в который входят следующие определения: кислотное число, реакция водной вытяжки, наличие воды и механических примесей, температура вспышки, пробивное напряжение. Определение тангенса угла диэлектрических потерь и последовательность отбора проб масла для анализа в процессе монтажа определяются инструкциями завода — изготовителя электрооборудования. Во время работы трансформатора свойства масла ухудшаются под влиянием повышенной температуры, кислорода воздуха, электрического поля, металлов и материалов твердой изоляции. Основным процессом, определяющим изменение свойств масла, является его окисление.

Таблица 2Нормы на трансформаторные масла

Читайте также: Как установить точечные светильники на бетонный потолок
Свежее сухое трансформаторное масло до заливки о оборудованиеЧистое, сухое трансформаторное масло непосредственно после заливки его в оборудование
ПоказателиГОСТ 982-68, тк„ГОСТ 10121-62ТУ 38-101-281-72ТУ 38-1-239-69ГОСТ 982-68, ТКПГОСТ 10111-62ТУ 38-1-182-6 8ТУ 38-1-239-69
Минимальное пробивное напряжение масла, кВ, для трансформаторов и изоляторов напряжением кВ:. 25
до 15 вкл3030302525
15—60353535303030
60—220454545404040
330—500 включительно5555555050
до 7506055
Содержание взвешенного угля:
в трансформаторахОтсутствиеОтсутствиеОтсутствиеОтсутствие
в выключателях …Отсутствие»
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более.02,02,03,01,02,02,03,01
Реакция водной вытяжкиНейтральнаяНейтральнаяНейтральнаяНейтральная
Температура вспышки, ° С135| 150135j 135135| 150135135

Продолжение табл. 2

По современным представлениям окисление углеводородов масла происходит по цепному радикальному механизму с образованием в качестве промежуточных продуктов свободных радикалов и гидроперекисей. Предполагается, что радикал (углеводородный радикал — углеводород, от которого отнят один или большее число атомов водорода) соединяется с молекулой кислорода и образует перекись, последняя, взаимодействуя с исходной молекулой углеводорода, образует свободный радикал и неустойчивую молекулу гидроперекиси, которая, разлагаясь, образует дополнительное количество радикалов, и окислительная цепь приобретает разветвленный характер. Процесс окисления масла протекает не только на поверхности раздела масло — воздух, но и во всем объеме масла за счет растворенного в нем воздуха. При давлении 1 кгс/см2 в масле растворено около 10—11% воздуха по объему. Поэтому вопрос дегазации масла при монтаже оборудования высокого напряжения имеет большое практическое значение. В начальный, так называемый индукционный период окисления видимых изменений в масле не происходит. Затем наблюдается рост кислотного числа. Следующей стадией окисления является образование продуктов глубокого окисления — осадков, нерастворимых в масле. Так как в окисленном масле не вся масса углеводородов вступила в реакцию с кислородом, то после удаления продуктов окисления масло пригодно к эксплуатации. В продуктах окисления трансформаторного масла всегда находится некоторое количество мыла, что приводит к увеличению тангенса угла диэлектрических потерь окисленного масла. Мылами называются соли органических кислот с какими-либо металлами, в данном случае с медью и железом. В трансформаторном масле может содержаться до 0,002% меди и до 0,001% железа в виде соответствующих солей. Для придания трансформаторному маслу большей стойкости против окисления в него вводятся присадки. Однако присутствие мыла снижает восприимчивость масла к присадкам. В качестве антиокислителей для трансформаторного масла рекомендуется применять соединения фенольного характера, содержащие аминную группу (NH2), серу и фосфор. Наибольшее распространение получил ионол (2,6-дитретичный бутил-4-метилфенол). В присутствии ионола в масле длительное время практически не образуется осадка. Ионол эффективно задерживает окисление даже при облучении ультрафиолетовыми лучами, поэтому может применяться в маслонаполненных вводах со стеклянными расширителями. В электрическом поле ионол не снижает газостойкости масла. Во время работы высоковольтного маслонаполненного оборудования в результате воздействия электрического поля скорость окислительной реакции значительно увеличивается. Для изучения этого вопроса разработан прибор, имитирующий условия работы трансформатора (рис. 3). Проведенные испытания показали, что в электрическом поле в масле образуется в 4—5 раз больше воды, чем при тех же условиях, но без электрического поля, а частицы осадка имеют большие размеры [Jl.ll]. При этом осадок накопляется в зоне максимальной напряженности электрического поля, что ухудшает процесс теплоотдачи и, следовательно, ускоряет старение твердой изоляции. В электрическом поле значительно быстрее растет значение tgδ масла. Особенно резко это проявляется у высокоароматизированных масел. Кроме того, в электрическом поле может произойти первичное образование газа в трансформаторе за счет разложения воды, находящейся в изоляции. Рис. 3. Прибор для окисления масла в электрическом поле. 1 — нижняя часть прибора; 2 — верхняя часть прибора; 3 — крышка термостата; 4 — уровень теплоносителя; 5 — наружный электрод; 6 — внутренний электрод; 7 — уровень испытуемого масла при окислении в электрическом поле; 8 — уровень масла при воздействии ионизированной газовой среды; в — место размещения катализатора. В переключающих устройствах трансформаторов по мере увеличения числа переключений падает электрическая прочность масла, снижается температура вспышки, растет количество осадка. Накопление последнего идет за счет крекинга масла, а не за счет окисления, так как кислотное число при этом повышается незначительно. В практической работе диэлектрические свойства масла характеризуются двумя показателями: пробивным напряжением и тангенсом угла диэлектрических потерь. Если приложенное к диэлектрику напряжение постепенно повышать, то при достижении определенной величины сопротивление диэлектрика сразу упадет до нуля. Это критическое напряжение, при котором диэлектрик становится проводником, определяет электрическую прочность масла (кВ/см). Напряжение, при котором происходит пробой масла в стандартном разряднике, называется пробивным напряжением (кВ). Чистое сухое трансформаторное масло независимо от его химического состава имеет достаточно высокое пробивное напряжение (более 60 кВ).

Явления, происходящие при пробое трансформаторного масла, во многом сходны с пробоем в воздухе. В однородном электрическом поле наблюдается пробой в виде искры. В резко неоднородном поле вначале происходит частичное разрушение диэлектрика в области наиболее высокой напряженности поля; первоначально возникает так называемая корона и лишь при дальнейшем повышении напряжения наступает искровой пробой всего промежутка. Искра в масле, как и в воздухе, может перейти в дугу. Однако в деталях явления пробоя в масле протекают отлично от явлений пробоя в воздухе. При пробое в масле в сравнительно однородном поле при ступенчатом приложении напряжения на некоторой ступени наступает пробой в виде единичной искры, перекрывающей весь промежуток. Пробой может не повториться даже при большем времени воздействия и некотором повышении напряжения. Пробой в виде часто следующих друг за другом разрядов или в виде дуги устанавливается только при напряжении, значительно превосходящем напряжение первичной искры. Подобные явления в воздухе при давлении 1 кгс/см2, как правило, не происходят. В неоднородном электрическом поле получить сплошную корону в виде светящейся оболочки трудно, так как коронный разряд в масле представляет собой ряд беспокойных (то возникающих, то пропадающих) незавершенных искр, длина которых зависит от величины приложенного напряжения.

Это явление имеет сходство с незавершенными разрядами в воздухе, возникающими между электродами с относительно большим радиусом закругления. При номинальном напряжении трансформатора явление короны недопустимо, так как может привести к порче масла и твердых изоляционных материалов, находящихся вблизи к очагу короны. В недегазированном масле всегда содержится растворенный газ, под действием приложенного напряжения он собирается в маленькие пузырьки. Кроме того, за счет выделяющегося при разряде тепла происходит испарение трансформаторного масла. Таким образом, путь разряда в масле включает не только жидкую, но и газообразную фазу, что способствует развитию разряда. Если пробой происходит под действием короткого импульса, то вероятность перехода искры в устойчивую дугу мала и масло в промежутке между электродами частично восстанавливает первоначальную электрическую прочность. Образовавшиеся в результате разложения масла разрядом частицы угля и пузырьки газа рассеиваются во всем объеме масла и могут не оказать существенного влияния на его дальнейшую электрическую прочность. Электрическая прочность трансформаторного масла резко снижается при загрязнении и особенно при увлажнении. Под действием электрического поля частицы загрязнений и капель воды образуют цепочки вдоль линий силового поля. Для перекрытия такой цепочки требуется значительно меньшее напряжение, чем для разряда в чистом масле. Вода в масле может находиться либо в виде раствора, либо в форме эмульсии, т. е. капелек диаметром около 10 мк, или в виде отстоя на дне резервуара с маслом. Растворенная вода не влияет на электрическую прочность масла. Водный отстой сам тоже не может влиять на электрическую прочность. Резкое падение пробивного напряжения наблюдается в масле, содержащем воду в виде эмульсии. Но при изменении температуры вода из растворенного состояния и из отстоя может перейти в масло в виде эмульсии. Поэтому содержание растворенной воды в масле должно быть не более 0,001%, а наличие водного отстоя недопустимо. При загрязнении масла гигроскопическими частицами, например волокнами твердой изоляции, влияние влаги будет еще более значительным. Влага пропитывает волокна, чем повышает их электропроводность и способствует образованию цепочек вдоль линий электрического поля. Величина разрядного напряжения является функцией времени. В жидких диэлектриках при продолжительности действия напряжения менее 10 мкс наблюдается увеличение разрядного напряжения, что объясняется запаздыванием развития искрового разряда. При времени, большем 104 мкс, разрядное напряжение снижается, в этом случае проявляется влияние примесей. Образование цепочек частиц, которые снижают электрическую прочность масла, происходит относительно медленно. Поэтому примеси, в том числе и влага, практически не влияют на электрическую прочность масла при грозовых импульсах. Пробивное напряжение жидких диэлектриков характеризуется довольно большим разбросом значений пробивного напряжения относительно средних значений. Такой разброс при повторных пробоях связан с хаотическим характером процесса построения частиц примесей в цепочки вдоль линий электрического поля. Чем больше примесей в масле, тем значительнее разбpoc величин пробивного напряжения. Так, неочищенное масло имеет разброс пробивного напряжения 30—50%, после очистки разброс может снизиться до 5—10%.

Из-за значительной разницы в размерах молекул воды и углеводородов, составляющих трансформаторное масло, растворимость воды в нем очень мала. Этому способствует и то, что молекулы воды имеют значительно больший дипольный момент, чем молекулы масла. Суммарное поле межмолекулярных сил, создаваемое этими двумя типами молекул, препятствует растворению воды в масле. Однако несмотря на это, трансформаторное масло способно растворять воду не только при непосредственном соприкосновении, но и поглощать ее из окружающего воздуха. При равных условиях гигроскопичность трансформаторного масла зависит от их химического состава и возрастает с повышением содержания в них ароматических углеводородов. Присутствие в маслах полярных примесей (спиртов, кислот, мыл и т. п.) также повышает гигроскопичность масел, при этом нарушается линейная зависимость поглощающей способности масел от влажности окружающего воздуха. Поэтому загрязненные или недостаточно очищенные масла очищать труднее. Величина пробивного напряжения масла зависит от загрязнения масла водой, воздухом, волокнами или какими-либо другими примесями; от формы электродов и расстояния между ними; характера приложенного напряжения (постоянное, переменное, импульсное). Для получения сравнимых результатов пробивное напряжение определяют переменным напряжением при частоте 50 Гц и расстоянии между электродами 2,5 мм. Форма электродов показана на рис. 4. Температурная зависимость электрической прочности трансформаторного масла при частоте переменного тока 50 Гц имеет сложный характер. Большинство исследователей отмечает рост электрической прочности в области как положительной, так и отрицательной температур. Максимум лежит в интервале +60-=-+80° С, минимум около +5° С. При повышении температуры вода из эмульсионного состояния частично переходит в растворенное, в результате чего электрическая прочность масла повышается. При более значительном повышении температуры начинается испарение воды и некоторых компонентов масла, что приводит к понижению электрической прочности. При снижении температуры до +5° С почти вся находящаяся в масле вода переходит в эмульсионное состояние, поэтому величина электрической прочности имеет в этой точке минимальное значение. При дальнейшем снижении температуры вода вымерзает и электрическая прочность повышается. Для абсолютно сухого масла максимум пробивного напряжения при повышении температуры отсутствует. Но практически чистое сухое трансформаторное масло всегда содержит некоторое количество воды и газа, поэтому для него характерна указанная выше температурная зависимость величины пробивного напряжения.

Форма электродов для определения пробивного напряженияРис. 4. Форма электродов для определения пробивного напряжения. В резко неоднородном электрическом поле с ростом температуры наблюдается небольшое снижение пробивного напряжения. Так, при повышении температуры с 20 до 90° С пробивное напряжение падает примерно на 10%. В однородном поле наблюдается рост пробивного напряжения, доходящий до 60% при повышении температуры от 20 до 60° С. При дальнейшем повышении температуры пробивное напряжение начинает падать. Но даже при максимально допустимой рабочей температуре в трансформаторе масло будет иметь величину пробивного напряжения примерно на 30% больше, чем при 20° С. При импульсных воздействиях в неоднородном и однородном полях отмечается слабое систематическое снижение пробивного напряжения с ростом температуры. Как уже указывалось выше, примеси влаги и волокон при импульсах имеют малое влияние на электрическую прочность масла. Особенности температурной зависимости пробивного напряжения следует учитывать при оценке работы масляной изоляции [Л. 19]. Наличие газа в масле играет значительную роль в процессе пробоя. При понижении давления пробивное напряжение недегазированного трансформаторного масла понижается. Существует три группы теорий, объясняющих пробой в жидких диэлектриках: тепловые, объясняющие пробой образованием газового канала между электродами в результате кипения самого диэлектрика в местах повышения температуры из-за неоднородности поля или за счет тепла, выделившегося при трении движущихся в электрическом поле ионов; газовые, которые источником пробоя считают пузырьки газа, находящегося в жидком диэлектрике; химические, объясняющие пробой как результат химической реакции, протекающей в диэлектрике под действием электрического разряда в пузырьке газа. Общим в этих теориях является то, что во всех случаях пробой происходит в газовом канале. Существует теория (Р. А. Липштейн и Е. Н. Штерн), что в жидком диэлектрике паровой канал образуют низкокипящие примеси. При концентрации примесей, недостаточной для образования «газового канала», пробой может произойти по следующим причинам: при заданием напряжении, но более длительной экспозиции за счет вовлечения большего количества примесей в пространство между электродами; при более высоком напряжении за счет тепла проводимости и отрыва полярных частиц примесей, десорбированных с поверхности электродов. Процессы удаления влаги из масла и поглощения ее маслом протекают с определенной скоростью и зависят от толщины слоя масла, площади поверхности соприкосновения масла с водой или воздухом, соотношения упругости паров масла и окружающей среды и температуры. На рис. 5 показана зависимость способности масла поглощать воду от влажности окружающего воздуха [JI. 11]. Следует отметить, что предохранить твердую изоляцию от увлажнения можно только при полной герметизации трансформатора. Трансформаторное масло в значительной мере замедляет, но не исключает этот процесс, так как само масло гигроскопично.

Растворимость воды в трансформаторных маслахРис. 5. Растворимость воды в трансформаторных маслах при различных значениях относительной влажности воздуха. Электрическая прочность не является постоянной величиной, характеризующей свойства масла, а зависит от ряда факторов, поэтому в технических условиях на трансформаторное масло она не нормируется. Тангенс угла диэлектрических потерь. Если к диэлектрику приложить переменное напряжение, то поляризация его будет изменяться с изменением величины и знака этого напряжения. Если скорость поляризации превышает скорость изменения знака напряжения то при перемене знака напряжения часть энергии, затраченная на поляризацию, возвратится к источнику энергии. Когда скорость поляризации отстает от изменения знака напряжения, часть энергии не возвращается к источнику, а рассеивается в веществе в виде тепла. Кроме того, энергия внешнего поля частично затрачивается на взаимодействие с электрически заряженными частицами диэлектрика, находящимися в тепловом движении. Суммарная мощность потерь в диэлектрике, рассеиваемая при приложении к нему переменного напряжения, называется диэлектрическими потерями. Диэлектрические потери обусловливают наличие активной составляющей тока (/а), проходящего через диэлектрик, что служит причиной сдвига фаз между напряжением и током, который отличается от 90° на угол б (рис. 6). Угол 6 называется углом диэлектрических потерь. Чем больше угол б, тем больше рассеиваемая в диэлектрике мощность и тем хуже диэлектрик. Полные потери е диэлектрике выражаются формулой [Л. 12]: где U — напряжение, приложенное к диэлектрику; Сх — емкость диэлектрика; /с — реактивная составляющая тока. Величина полных потерь зависит от различных факторов. состояние изоляции характеризуется лишь величиной ig 6: Рис. 6. Векторная диаграмма тока, проходящего через диэлектрик. Величину tgδ обычно выражают в процентах, tgδ % = 100 tgδ. С повышением температуры и увлажненности диэлектрика диэлектрические потери возрастают. С понижением частоты приложенного напряжения, как правило, диэлектрические потери тоже увеличиваются. От размеров электродов tgδ почти не зависит, так как с изменением размеров пропорционально изменяется и емкость, а следовательно, и величины реактивной и активной составляющих тока, проходящего через диэлектрик. В жидком диэлектрике диэлектрические потери могут вызываться проводимостью и дипольными потерями. Проводимость проявляется как движение электрических зарядов соответственно направлению электрического поля. Смещение зарядов и Поворот диполей проявляются как поляризация. Для трансформаторного масла величину поляризации можно во внимание не принимать. Экспериментально доказано, что в интервале температур +20-—-100 С поляризация трансформаторного масла не происходит [Л. 11]. Диэлектрические потери вызываются ионной и электрофоретической проводимостями, т. е. движением электрических зарядов соответственно направлению электрического поля. Вода, образующая в масле истинный раствор, практически не увеличивает tgδ 8, но присутствие даже незначительного количества воды в виде эмульсии резко увеличивает tgδ 8 (рис. 7). Содержание в масле обезвоженных кислот (муравьиной, уксусной, масляной), альдегидов, спиртов, фенолов, крезолов и перекисей в концентрации до 0,5% по массе не увеличивает tgδ масла. При концентрации этих веществ выше указанной tgδfi- масла резко увеличивается. Вещества, находящиеся в масле в коллоидном состоянии (мыла, асфальто-смолистые вещества и кислые продукты), резко повышают tgδ 8 (рис..[Л. 11]. В маслах, залитых в оборудование и эксплуатационных маслах повышение tgδ 8 может быть вызвано растворением в масле части компонентов изоляционных лаков, присутствием мыла, которое образуется в результате взаимодействия кислых продуктов старения масла с металлами трансформатора, образованием в процессе старения кислых шламообразных продуктов. Отдельно следует отметить вопрос повышения tgδ (у свежих трансформаторных масел, залитых в импортное оборудование. Например, трансформаторная группа напряжением 500 кВ производства французской была залита трансформаторным маслом на месте монтажа. Пробы масла из маслобаков и затем изо всех трех фаз непосредственно после заливки имели tgδ при 20 и 70° С соответственно 0,25 и 1,8%. Все остальные показатели отвечали требованиям действующего в то время ГОСТ 982-56. Монтаж трансформаторов начался через 4 мес. после заливки их маслом. Пробы масла из всех трех фаз имели tgδ 1,5% при 20° С и 4% при 70° С, натровая проба равнялась 4 баллам. После прогрева пробы этого масла из нее выделились некоторое количество смолистого вещества темно-коричневого цвета и точечные включения. Все остальные показатели масла практически не изменились (данные автора).

Рис. 7. Зависимость tgδ трансформаторного масла из эмбенских нефтей от наличия в нем влаги. Снизить tgδ трансформаторного масла можно путем адсорбционной очистки силикагелем, окисью алюминия и лучше всего отбеливающими землями. Причины, приводящие к повышению tgδ в трансформаторном масле и в твердой изоляции трансформатора, различны. Так, например, кислоты, перекиси, адсорбированные на твердой изоляции, являются основной причиной повышения tgδ. Эти же вещества, растворенные в масле в концентрации не выше предельной (0,5%), практически не влияют на величину tgδ. Вместе с тем коллоидные вещества, которые являются основной причиной повышения проводимости трансформаторного масла, а следовательно, и увеличения tgδ, мало влияют на величину tgδ твердой изоляции трансформатора. О 0,1 0,5 Содержание смол, % мне. Рис. 8. Зависимость tgδ масла от концентрации смол. — масло из эмбенских нефтей; — масло из анастасиевской нефти. Потери тепла, вызываемые высокой проводимостью масла, очень малы по сравнению с общими тепловыми потерями в трансформаторе. Однако этой величиной нельзя совсем пренебрегать, так как в трансформаторе есть места, где напряженность электрического поля повышенна, а масло циркулирует плохо. Здесь может произойти повышение температуры, что приведет к ускорению процесса старения как жидкой, так и твердой изоляции трансформатора. Образующиеся при этом продукты старения масла вызывают дальнейшее повышение tgδ масла и твердой изоляции. Эти процессы ведут к местным перегревам и в конечном итоге могут быть причиной пробоя. При монтаже трансформаторов неоднократно имели место случаи, когда приходили к ошибочному заключению об увлажнении трансформатора на основании ухудшения характеристик изоляции трансформатора по сравнению с заводскими данными. Работа, проведенная Ф. Я- Левиным во ВНИИЭ, показала, что около 35% случаев ухудшения характеристик изоляции трансформаторов на монтаже вызвано тем, что значение tgδ 8 масла, примененного на монтаже, превышает tgδ масла, примененного на заводе, и что tgδ изоляции трансформатора и отношение емкостей С2/С50 связаны с tgδ заливаемого в трансформатор масла следующей зависимостью- где tgδf, (Сг/С5о)1 — характеристики изоляции трансформатора, замеренные на заводе; tgδ2; (С2/С50)2 — характеристики изоляции трансформатора, замеренные на монтаже; tgδMi; tgδМ2 — характеристики масла, замеренные на заводе и на монтаже. Во избежание ошибки, которая повлечет за собой- неоправданные расходы и задержку монтажа, необходимо проверить, отличается ли величина tgδ подготовленного для заливки масла от заводских данных. Для заводов, производящих трансформаторное масло, tgδ является основным показателем, характеризующим масло как электроизоляционный материал. Растворимость газов в трансформаторном масле. При нормальных условиях трансформаторное масло может растворить довольно большое количество воздуха (10% объема масла). Растворимость газа в масле характеризуется коэффициентом абсорбции (объем газа в единице объема масла при нормальных условиях) или коэффициентом растворимости, выраженным в объемных процентах. Pис. Зависимость растворимости газов в трансформаторном масле от температуры, 1 — воздух; 2 — азот. Растворимость в трансформаторном масле водорода и азота с повышением температуры от +20 до +80° С растет, кислорода — несколько снижается, углекислого газа — снижается значительно. При растворении в трансформаторном масле воздуха соотношение газов, составляющих воздух, меняется. Так, воздух содержит 78% азота и 21% кислорода (проценты объемные), растворенный же в масле воздух содержит 69,8% азота и 30,2% кислорода. Зависимость растворимости газа в масле от температуры показана на рис. 9. Растворимость воздуха в масле в значительной степени зависит от давления (рис. 10).

Растворимость воздуха в трансформаторном масле при различных давленияхРис. 10. Растворимость воздуха в трансформаторном масле при различных давлениях. Вопросы растворения в трансформаторном масле газов и дегазация масла имеют большое практическое значение. Так, масло, заливаемое в трансформаторы напряжением 750 кВ, может содержать не более 0,15% воздуха по объему, а трансформаторное масло, примененное для охлаждения статора генератора ТВМ-300, должно содержать не более 0,07% воздуха по объему.

Температурные и вязкостные свойства трансформаторного масла. Во время работы трансформатор нагревается вследствие потерь электроэнергии в сердечнике и обмотках. Способность масла отводить это тепло зависит от теплоемкости, теплопроводности и вязкости масла (табл. 3) [JI. 9]. Таблица 3 Теплоотводящие свойства трансформаторного масла

Теплоотводящие свойства трансформаторного маслаЧем меньше вязкость масла, тем больше его подвижность и, следовательно, тем быстрее будет происходить отвод тепла от обмоток трансформатора. Масло, заливаемое в масляные выключатели, также должно быть как можно более подвижным. Если вязкость масла будет велика, то при размыкании контактов горение дуги затянется. Такое нарушение работы может привести к аварии. Когда жидкость течет, молекулы ее трутся друг о друга. Это трение создает сопротивление перемещению жидкости. Величина этого сопротивления есть вязкость жидкости. Различаются три вида вязкости, каждый из которых определяется своим методом. Динамическая вязкость (абсолютная вязкость) выражается в ньютонах (Н). Определение динамической вязкости производят для научно-исследовательских работ. Кинематическая вязкость или удельный коэффициент внутреннего трения — отношение динамической вязкости при данной температуре к плотности. Единица кинематической вязкости 10-4 см2/с. Кинематическая вязкость определяется при расчетах маслопроводов, насосов, трения подшипников и вместе с условной вязкостью принята для характеристики вязкости трансформаторных масел. 3) Условная вязкость (размерности не имеет) — отношение времени истечения масла (200 мл) из вискозиметра типа ВУ при температуре испытания к времени истечения такого же объема воды (дистиллированной) при температуре 20° С. Для нормальной работы маслонаполненного оборудования в условиях низких температур важно, чтобы кривая, характеризующая зависимость вязкости масла от температуры, была возможно более пологой. При положительных температурах температурный градиент вязкости (отношение изменения вязкости при переходе от одной температуры к другой к разности этих температур) для различных масел не превышает 1 • 10-4 м2/с-°С. При отрицательных температурах он имеет следующую зависимость:

градиент вязкостиРезкое повышение вязкости масла при температуре, близкой к температуре застывания, связано с аномалией вязкости, которая вызывается тем, что при низкой температуре из масла начинает выделяться в виде твердой фазы часть углеводородов. Аномалия вязкости обычно наблюдается на 3—5° С выше температуры застывания масла. Вязкость масла при низкой температуре определяет работоспособность масляных выключателей и устройств для переключения трансформаторов под нагрузкой. Принятый в технических условиях показатель — температура застывания масла — только ориентировочно характеризует подвижность масла при минусовых температурах. Температурой застывания масла называется температура, при которой испытуемое масло в условиях опыта (ГОСТ 1533-42) загустевает настолько, что при наклоне пробирки с маслом под углом 45° уровень масла остается неподвижным в течение 1 мин. Во время работы трансформатора по мере испарения из масла более легких фракций пропорционально времени эксплуатации вязкость медленно увеличивается и повышается температура вспышки масла. Температурой вспышки называется температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом тигле, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Примеси легких фракций нефти резко снижают температуру вспышки масла. Например, примесь 0,5% бензина снижает температуру вспышки масла со 180° С до 80° С. Для того чтобы обезопасить работу в пожарном отношении, трансформаторное масло должно иметь температуру вспышки не ниже 135° С. Если трансформаторное масло имеет температуру вспышки ниже нормируемой в технических условиях, то это указывает на неправильный разгон нефти, т. е. производственный брак, или, что значительно чаще, на загрязнение масла бензином или керосином. Кроме того, понижение температуры вспышки может быть вызвано разложением масла при аварии трансформатора, когда возникают очень высокие температуры. Необходимо следить за изменением температуры вспышки в процессе обработки масла во время монтажа трансформаторов. При падении температуры вспышки на 5° С и больше по сравнению с исходной величиной масло нельзя допускать к эксплуатации. Следует найти и устранить причину, вызывающую понижение температуры вспышки. Если снижение температуры вспышки будет составлять 1—2° С, то этот показатель можно восстановить путем обработки масла под возможно более глубоким вакуумом при температуре 50—60° С. Для этой цели могут быть применены центрифуги с вакуумным устройством или установки дегазации масла, при применении последних остаточное давление может составлять 1—2 мм рт. ст. Не следует путать температуру вспышки с температурой воспламенения масла. Температурой воспламенения называется температура, при которой масло, нагреваемое в открытом тигле со скоростью 4° С/мин, загорается при поднесении к нему открытого пламени и продолжает гореть не менее 5 с. Кислотное число и реакция водной вытяжки. После очистки масляных дистиллятов в масле всегда остается некоторое незначительное количество органических кислот, что обусловливает начальную кислотность трансформаторного масла. Количество кислот в масле выражается кислотным числом и определяется количеством едкого калия (мг), необходимым для нейтрализации кислот, содержащихся в I г масла. Помимо определения общей, кислотности необходимо проверить масло на наличие в нем наиболее активных низкомолекулярных кислот. Ввиду большой агрессивности низкомолекулярных кислот наличие их в масле не допускается. Низкомолекулярные кислоты растворяются в воде, поэтому определения производят в водной вытяжке из масла (реакция водной вытяжки). В маслах кислотно-щелочной очистки вследствие гидролиза мыл или из-за недостаточно тщательной отмывки может оказаться щелочь, кроме того, возможны и загрязнения, поэтому водную вытяжку из масла проверяют и на наличие в ней щелочи. В процессе эксплуатации количество кислот в масле постепенно растет. Чем медленнее идет процесс, тем стабильнее масло. Стабильность масла характеризует способность масла противостоять окислительному воздействию кислорода воздуха при повышенной температуре. Стабильность масла по методу ВТИ определяется: содержанием в масле водорастворимых кислот (летучих и нелетучих) после окисления масла в легких условиях, отвечающим начальной стадии окисления (температура 120° С, время окисления 6 ч при прохождении через масло воздуха со скоростью 50 мл/мин); кислотным числом и количеством осадка в масле после искусственного глубокого старения (общая стабильность). При определении общей стабильности создаются более тяжелые условия окисления— 14 ч при 120° С, причем через масло пропускают кислород со скоростью 200 мл/мин. Натровая проба определяет степень очистки трансформаторного масла. Метод основан на воздействии раствора едкого натра на масло при подогреве, последующем отделении щелочной вытяжки и подкислении ее соляной кислотой. Величина натровой пробы связана со значением tgδ. Чем лучше очищено трансформаторное масло, тем выше его диэлектрические свойства. Малому значению натровой пробы (не более 1 балла) соответствует и низкая величина tgδ. Коррозийные свойства трансформаторного масла. Коррозия металлов приводит в первую очередь к образованию мыл, которые ускоряют процесс окисления масла и повышают диэлектрические потери. Из металлов, применяемых в трансформаторостроении (углеродистая и кремнистая стали, медь, алюминий, бронза, оловянно-свинцовые сплавы), наиболее сильно подвергается коррозии в масле медь. Наличие в масле воды увеличивает коррозирующие свойства. В трансформаторных маслах, имеющих повышенную способность к коррозии, наблюдается высокий tgδ. Между содержанием серы в трансформаторных маслах и коррозирующей агрессивностью определенной зависимости не установлено. Механизм коррозии, вызванной сернистыми соединениями, представляется так: сернистые соединения образуют с металлами комплекс в виде тончайшей пленки на поверхности металла, что временно предохраняет его от дальнейшего разрушения. Постепенно эта пленка под действием продуктов окисления масла и температуры разрушается и смывается. Снизить коррозию можно путем покрытия поверхности металла защитной пленкой. Для этой дели в трансформаторах применяются специальные лаки. Необходимо четко усвоить основные свойства и характеристики трансформаторного масла, тогда будет ясен смысл анализа и обеспечен правильный подход к выбору технологического оборудования для обработки масла. Это в конечном итоге обеспечит быструю обработку трансформаторного масла на объектах монтажа.

  • Назад
  • Вперед

Если рассматривать изолирующую функцию, то можно выделить несколько видов таких конструкций:

• Создание масляных прослоек, которые прокладываются в устройстве переключения между контактами.

• Создание масляных промежутков в сочетание с твердым изолирующим слоем. То есть, при обмотке контактов накладывается слой картона, специально предназначенного для электротехники, который предварительно пропитывается трансформаторным маслом.

Читайте также: Оборудование лифтов: из чего состоит и как работает

• Применение твердого изолирующего слоя, а в высоковольтных местах прокладывание бумажно-масляной защиты.

Специалистам известны уникальные свойства масла для трансформаторов, позволяющие ему осуществлять отток тепла от быстро нагревающихся деталей к особым устройствам охлаждения. Это достигается благодаря вязкой структуре масла и его теплоемкости.

Вспышка и воспламенение

Интересный с точки зрения физики процесса, такой параметр, как температура вспышки трансформаторного масла. Для любых нефтепродуктов, это температура воспламенения жидкой среды, при контакте с открытым источником пламени.

Однако внутри трансформатора не создаются условия для горения, по причине отсутствия достаточного количества кислорода. А вот открытое пламя теоретически возможно: если при размыкании контактов образуется кратковременная дуга.

Поэтому в свойства масел закладывается увеличение температуры вспышки. Это значение постепенно уменьшается, по причине дефектов трансформаторного оборудования. При нормальной работе, температура вспышки напротив, увеличивается. Допустимое значение – более 155°C.

Электрическая дуга или как горят трансформаторы — видео

Для понимания механизма – температура вспышки связана с испаряемостью масла. То есть, оно должно быть достаточно жидким, но при этом не переходить в газообразное состояние при нормальных условиях эксплуатации.

Кроме традиционного параметра, есть такое понятие, как температура самовоспламенения, характерное именно для трансформаторов. В нашем случае эта величина составляет 350°C – 400°C.

Если обмотки нагреются до такой температуры – возникает неконтролируемое горение и взрыв трансформатора. К счастью, подобные случаи происходят крайне редко. Разумеется, при условии соблюдения условий эксплуатации.

Поэтому, вместе с подбором качественного масла, необходимо постоянно следить за состоянием электроустановок. При проведении тестовых отборов жидкости, можно понять, какие проблемы есть в самом трансформаторе или высоковольтном выключателе.

После проведенных исследований, оцениваются такие показатели, как преломление вязкости, плотность, диэлектрические свойства, и пр. Результаты сравниваются с табличными значениями, установленными стандартом применения масел.

В таблице показаны основные показатели трансформаторного масла:

Температура t, °СПлотность р, кг/м3Cp, кДж/(кгК)λ, Вт/(м’К)а-10**8, м2/сμ-10**4, Пасv-10**6, м2/сß-10**4, К»1Рг
892,51,549,11238,14629,870:56,80866
10886.41,620,11157,83335,537,96.85484
20880,31,666,11067,56198,222,56,90298
30874,21,729,10087,28128,514.76.95202
40868,21,788,10907,0389.410,37,00146
50862,11,846,10826,8065.37,587,05111
60856,01,905,10726,5849,55,787,1087,8
70850,01,964,10646,3638.64,547,1571.3
80843,92,026,10566,1730.83,667,2059,3
90837.82.085,10476,0025,43,037,2550,5
100831,82,144,10385,8321.32,567,3043.9
110825,72,202,10305,6718.12,207,3538,8
120819,62,261,10225,5015.71,927,4034,9
  • cp — удельная массовая теплоемкость, без изменения рабочего давления;
  • λ – теплопроводность: общий коэффициент;
  • a – температурная проводимость: общий коэффициент;
  • μ — динамический коэффициент вязкости;
  • ν — кинематический коэффициент вязкости;
  • β — объемное расширение: общий коэффициент;
  • Pr — критерий Прандтля.

Технические жидкости для обеспечения работы трансформаторных подстанций закупаются в огромных объемах, это достаточно затратно. Каждая партия тестируется перед использованием, и в процессе работы.

Испытание трансформаторного масла на пробой — видео

Читайте также: Почему моргает люминесцентная лампа: 8 основных причин и способы устранения

Ежегодно, техническая жидкость требует масштабной очистки. Этим занимаются специальные службы. А каждые 5-6 лет, требуется регенерация (практически полная замена масла в электроустановке). Процедура недешевая, но без ее выполнения эксплуатация трансформатора станет небезопасной.

В качестве компромисса, широко применяется восстановление свойств. Отработка сдается на нефтехимическое предприятие, где масло приобретает первоначальные свойства. Стоимость добавленных присадок многократно ниже, в сравнение с полной заменой материала.

Решение есть: установка очистки трансформаторного масла СММ-0,6

Мобильная масляная станцияCMM-0.6предназначена для очистки индустриальных масел с максимальной вязкостью до 70 сСт при температуре 50 °C. Она решает проблему загрязнения, удаляя свободную и растворенную воду, механические примеси и газ из трансформаторного, турбинного, компрессорного и смазочного масла. Установка проста в управлении (имеется всего один кран), компактная (780/570/1510) и многофункциональная (применяется для сушки, нагрева, перекачки, фильтрации, дегазации и для доливки масла в трансформаторы). С СММ-0,6 нет необходимости использовать адсорбент для обезвоживания благодаря термовакуумной сушке. Среди преимуществ СММ-0,6 стоит выделить низкое энергопотребление – не более 12 кВт. Максимальные характеристики масла возможно получить после одного цикла обработки. К тому же установка СММ-0,6 не вызывает загрязнения воздуха или отходов, требующих хранения и утилизации.

Таким образом, установка очистки трансформаторного масла СММ-0,6 отGlobeCoreобеспечивает надежную работу электрического и промышленного оборудования, а также предотвращает расходы на закупку нового масла.

Предлагаем вам так же посмотреть видео на нашем ютуб-канале что бы детальней ознакомиться со всеми особенностями установки.

Характеристика трансформаторного масела

Характеристики трансформаторных масел
Показатели
ТКпМаслоселек-тивной очисткиТ-1500УГКВГАГКМВТ
Кинематическая вязкость, мм2/с, при температуре
50°С99995
40°С113,5
20°С28
-30°С15001300130012001200
-40°С800150
Кислотное число, мг КОН/г, не более,02,02,01,01,01,01,02
Температура, °С
вспышки в закрытом тигле, не ниже13515013513513512595
застывания, не выше-45-45-45-45-45-60-65
Содержание
водорастворимых кислот и щелочейОтсутствие
маханических примесейОтсутствиеОтсутствиеОтсутствие
фенолаОтсутствие
серы, % (маc. доля),6,3
сульфирующихся веществ, % (об.),не более10
Стабильность, показатели после окисления, не более
осадок, % (маc. доля),01Отсутствие,015,015Отсутствие
легучие низкомолекулярные кислоты мг КОН/г,005,005,05,04,04,04,04
Кислотное число, мг КОН/г,1,1,2,1,1,1,1
Стабильность по методу МЭК, индукционный период,ч, не менее150120150150
ПрозрачностьПрозрачно при 5°СПрозрачно при 20°С
Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С, %, не более2,21,7,5,5,5,5,5
Цвет, ед. ЦНТ, не более111,5111
Коррозия на медной пластинкеВыдерживаетВыдерживает
Показатель преломления, не более1,505
Плотность при 20 °С, кг/м3, не более895885895895895

Перед заполнением электроаппаратов масло подвергают глубокой термовакуумной обработке. Согласно действующему РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» концентрация воздуха в масле, заливаемом в трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные вводы и герметичные измерительные трансформаторы не должна превышать 0,5% (при определении методом газовой хроматографии), а содержание воды 0,001% (маc. доля).

В силовые трансформаторы без пленочной защиты и негерметичные вводы допускается заливать трансформаторное масло с содержанием воды 0,0025% (маc. доля). Содержание механических примесей, определяемое как класс чистоты, не должно быть хуже 11-го для оборудования напряжением до 220кВ и хуже 9-го для оборудования напряжением выше 220 кВ.

При этом показатели пробивного напряжения в зависимости от рабочего напряжения оборудования должны быть равны (кВ).

Рабочее напряжение оборудования
Пробивное напряжение масла
До 15 (вкл.)30
Св. 15 до 35 (вкл.)35
От 60 до 150 (вкл.)55
От 220 до 500 (вкл.)60
75065
Непосредственно после заливки трансформаторного масла в оборудование допустимые значения пробивного напряжения масла на 5кВ ниже, чем у масла до заливки. Допускается ухудшение класса чистоты трансформаторного масла на единицу и увеличение содержания воздуха на 0,5%.
Примечание.

Условия окисления при определении стабильности по методу ГОСТ 981-7

МаслоТемпература, °СДлительность, чРасход кислорода, мл/мин
ТКп и масло селективной очистки12014200
Т-1500У1353050
ГК и АГК1551450
ВГ1551250

В таблице представлены свойства трансформаторного масла (ГОСТ 982-68) в зависимости от температуры. Свойства масла в таблице даны в интервале температуры от -20 до 120°С.

Теплофизические свойства трансформаторного масла, особенно вязкость и число Прандтля, зависят от температуры. Однако, плотность масла слабо зависит от температуры и ее величина меньше плотности воды – масло будет создавать пленку на ее поверхности.

Плотность трансформаторного масла при его нагреве уменьшается, например, при 0°С она равна 892 кг/м3, а при 120°С – 820 кг/м3. Изменение плотности этого масла при нагревании используется в системе естественного охлаждения электрических трансформаторов.

Вязкость трансформаторного масла существенно зависит от его температуры. При низких температурах вязкость этого масла в десятки раз больше, чем сильно нагретого. Например, при 0°С кинематическая вязкость трансформаторного масла составляет величину 70,5·10-6 м2/с, а при нагреве его до 120°С значение вязкости масла будет равным всего 1,92·10-6 м2/с.

По таблице можно определить следующие теплофизические свойства масла:

  • плотность масла, кг/м3;
  • удельная (массовая) теплоемкость, кДж/(кг·град);
  • теплопроводность, Вт/(м·град);
  • вязкость кинематическая, м2/с;
  • вязкость динамическая, Па·с;
  • температуропроводность, м2/час;
  • число Прандтля;
  • коэффициент объемного теплового расширения, 1/град.

Размерность свойств трансформаторного масла в таблице (кроме температуропроводности) дана в единицах СИ.

Испытание трансформаторного масла

Трансформаторное масло для изоляции и охлаждения некоторых видов электроэнергетического оборудования. В качестве примера можно привести масляные высоковольтные выключатели, реакторное оборудование и силовые трансформаторы. Для нормальной работы перечисленных устройств должны регулярно проводиться испытания трансформаторного масла. С чем связана такая необходимость, и какова методика испытаний Вы узнаете, ознакомившись с данной статьей.

Зачем нужно проводить испытания трансформаторного масла?

Масло обладает определенными электрическими и физическими свойствами, которые со временем изменяются и перестают отвечать действующим нормам. То есть, можно сказать, что оно стареет. Давайте рассмотрим, какие при этом могут происходить изменения нормы показателей.

Заметим, что в сухих трансформаторах также наблюдается процесс старения твердой изоляции.

Изменение физических свойств

От физических характеристик эксплуатационного масла напрямую зависит, насколько надежно будет функционировать электрическое оборудование. Поэтому в процессе проверки уделяется пристальное внимание следующим свойствам трансформаторного масла:

Допустимое значение плотности (удельного веса). Важно, чтобы этот параметр уступал льду. Это связано с тем, что при образовании в неработающей установке льда (в зимний период), он формировался на дне бака, не создавая препятствий для свободной циркуляции в системе масляного охлаждения.

Нормой считается плотность в пределах 860-880 кг/м3 при температуре равной 20,0°С.

Соответственно законам физики, показатели удельного веса изменяются в зависимости от температуры (при нагреве – увеличиваются, а охлаждении — уменьшаются). Критический нагрев масла до температуры воспламенения (температура вспышки). Этот параметр должен быть достаточно высоким, чтобы исключить возгорание, когда трансформатор, работая в режиме перегрузки, подвергается сильному нагреву. Нормой считается температура в пределах 125-135°С. Со временем, под воздействием частых перегревов, масло начинает разлагаться, что приводит к резкому снижению показателя температуры вспышки.

Показатель окисления (кислотное число) трансформаторного жидкого диэлектрика. Поскольку наличие кислот приводит к повреждению изоляции обмоток трансформатора, то важно определить их наличие. Кислотное число отображает количество (в мг.) гидроксида калия (KOH), необходимого для удаления следов кислоты в 1-м грамме продукта.

Изменение электрических свойств

По сути, трансформаторное масло является диэлектрической средой, соответственно, показателями качества для него будут изоляционные характеристики. К таковым относятся:

Показатель диэлектрической прочности. Это характеристика пробивного напряжения, нормы которой устанавливаются в зависимости от класса электрооборудования. Допустимое соотношение между рабочим и пробивным напряжением показано ниже.

Читайте также: Холодильник постоянно работает и не отключается, находим и устраняем причины

Контроль уровня масла в трансформаторе

Уровень масла должен находиться в пределах допустимых границ и примерно соответствовать температуре окружающей среды с учетом текущей нагрузки на трансформаторе. Также на трансформаторах устанавливаются термометры или датчики температуры, посредством которых осуществляется контроль над температурой верхних слоев масла трансформатора, которая должна соответствовать требованиям, предъявляемым к той или иной системе охлаждения.

Масло постоянно циркулирует внутри бака. Его температура зависит от целого комплекса воздействующих факторов. Поэтому объем его все время изменяется, но поддерживается в определенных границах. Для компенсации объемных отклонений масла служит расширительный бачок. В нем удобно наблюдать текущий уровень.

маслоуказатель

Для этого используется маслоуказатель. Наиболее простые устройства изготавливают по схеме сообщающихся сосудов с прозрачной стенкой, заранее проградуированной в единицах объема.

Подключения такого маслоуказателя параллельно расширительному баку вполне достаточно для контроля эксплуатационных характеристик. На практике встречаются и другие, отличные от этого принципа работы маслоуказатели.

Температура верхних слоев масла трансформатора

При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если заводами-изготовителями в заводских инструкциях не оговорены иные температуры):

  • у трансформаторов с системой масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла (далее — ДЦ) — 75°С, с системами масляного охлаждения (далее — М) и масляного охлаждения с дутьем (далее — Д) — 95°С;
  • у трансформаторов с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель (далее — Ц) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70°С.
Добавить комментарий