Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Справка >> Характеристики трансформаторного масла

Основные диэлектрические характеристики трансформаторного масла - Характеристики трансформаторного масла

Оглавление
Характеристики трансформаторного масла
Химические характеристики трансформаторного масла
Основные диэлектрические характеристики трансформаторного масла
Газостойкость трансформаторного масла
Электрическая прочность масла при импульсном напряжении
 

Электрическая прочность масла

Электрическая прочность масла (пробивное напряжение) является одним из основных параметров, характеризующих качество трансформаторного масла. Определение пробивного напряжения производиться в соответствии с ГОСТ-6581—75. Масло помещают в стандартный разрядник и прикладывают напряжение, повышая его до получения пробоя в разряднике. Вся процедура проведения испытания строго регламентирована стандартами.
Пробивное напряжение прямо не связано с удельной проводимостью, но так же как и она, весьма чувствительно к его загрязнению. При изменении влажности масла и наличии в нем примесей, (так же как и для проводимости) резко уменьшается электрическая прочность. На электрическую прочность влияют расстояние между электродами, их форма и материал, из которого они изготовлены. В то же время эти факторы на электропроводимость масла не влияют.
Чистое трансформаторное масло, свободное от воды и других примесей, независимо от его химического состава обладает высоким, достаточным для практики, пробивным напряжением, определяемым при стандартных электродах с расстоянием между ними 2,5 мм (более 60 кВ). Электрическая прочность не является константой материала. Повышение прочности с повышением температуры от 0 до 70 °С связывают с переходом влаги из эмульсионного состояния в растворенное и уменьшением вязкости масла. Растворенные газы играют большую роль в процесс пробоя. Еще при напряженности электрического поля, более низкой, чем пробивная, отмечается образование на электродах пузырьков. С понижением давления прочность недегазированного масла падает. Пробивное напряжение не зависит от давления в следующих случаях:
— при тщательно дегазированном масле;
— при импульсных напряжениях (каковы бы не были загрязнения и газосодержание масла).
Пробивное напряжение масла зависит также и от количества связанной воды. В процессе вакуумной сушки масла наблюдаются три этапа (рис. 3):
/ — резкое повышение пробивного напряжения, соответствующее удалению эмульсионной воды;
// — на этом этапе пробивное напряжение масла мало изменяется и остается на уровне около 60 кВ в стандартном масло-пробойнике. На этом этапе удаляется растворенная и слабосвязанная вода;
///— медленное повышение пробивного напряжения масла за счет удаления связанной воды.
Изменение пробивного напряжения трансформаторного масла в процессе его сушки
Рис. 3. Изменение пробивного напряжения трансформаторного масла в процессе его сушки.

 

Диэлектрические потери и электропроводность

Перемещение электрических зарядов под действием электрического поля проявляется как электропроводность, а локальные смещения зарядов и повороты диполей — как поляризация. Во всех случаях заряды и диполи накопленную в электрическом поле энергию частично передают молекулам жидкости, расходуя ее на диэлектрические потери.

Диэлектрические потери можно представить следующим образом.
Ток /, протекающий через конденсатор с жидким диэлектриком можно разложить на следующие составляющие (рис 4):
1д — зарядный ток, обусловленный емкостью конденсатора — чисто реактивный ток;
/, — ток проводимости — активный ток — одинаков как при переменном, так и при постоянном напряжении;
/г — ток абсорбции, обусловленный поляризацией и смещением диполей, проявляемый только в переменном поле.
Ток /, являющийся векторной суммой всех трех токов измеряется приборами, но он не определяет диэлектрические потери.
В технике потери в диэлектрике обычно характеризуют тангенсом угла диэлектрических потерь (tgδ). При частоте 50 Гц диэлектрические потери в жидких маловязких диэлектриках определяются практически только проводимостью; дипольные потери в этих жидкостях не должны иметь места, т. к. время релаксации (возвращения диполя в исходное состояние) намного меньше периода колебаний поля. Дипольные потери не должны иметь места в трансформаторном масле при частоте меньшей 106 Гц в связи с относительно малой его вязкостью и, следовательно, малым временем релаксации. Диэлектрические потери в трансформаторном масле при частоте 50 Гц обычно объясняют электропроводностью, главным образом ионной, самого масла и его примесей.


Рис. 4. Векторная диаграмма токов в диэлектрике.

 

Полагают, что продукты окисления масла, растворенные в масле — вода, низкомолекулярные кислоты, перекиси, спирты, мыла и др., легко диссоциируют на свободные ионы, в связи с чем возрастает ионная удельная проводимость. Поэтому при обработке масла адсорбентами снижается проводимость, удаляются вещества, содержащие карбоксильные и эфирные группы, а также и гидроксильные группы, ассоциированные водородной связью.
В практике эксплуатации трансформаторов не раз обращали внимание на отсутствие связи между кислотностью и проводимостью. Это положение подтверждается результатами проведенных испытаний большого числа масел .

Влияние влаги на диэлектрические потери в масле

Экспериментально показано, что наличие в маслах растворенной воды даже в большом количестве (при высокой температуре) не ведет к повышению tgδ. Растворенная в масле вода находиться в молекулярном состоянии и практически не диссоциирована на ионы. Эмульсионная вода, в противоположность растворенной, повышает tgδ за счет электрофоретической проводимости. Таким образом, диэлектрические потери, обусловленные наличием воды, определяются не общим ее содержанием, а состоянием. Вода, образуя в масле истинный раствор, не оказывает влияния на потери в масле, а в нерастворенном состоянии — в виде эмульсии с очень малым размером частиц — вызывает резкий рост потерь. Существует порог концентрации воды в данном масле для заданных температур, выше которого tgδ сильно возрастает. Сказанное иллюстрируется данными рис.  5 .
Все указанное справедливо для глубоко и тщательно очищенных трансформаторных масел, практически не содержащих полярных примесей. В обычных товарных трансформаторных маслах кроме истинно молекулярно-растворенной воды присутствует вода, связанная с полярными примесями и, возможно, с полярными неуглеводородными компонентами. Количество связанной воды, как правило, больше чем содержание растворенной воды.

tgδ трансформаторного масла
Рис. 5. Зависимость tgδ трансформаторного масла от наличия в нем воды.
Изменение tgδ при 90 °С в процессе вакуумной сушки масла
Рис. 6. Изменение tgδ при 90 °С в процессе вакуумной сушки масла: У — масло Т-750; 2 — масло ТКп; 3 — масло из трансформатора после эксплуатации.

Связанная вода практически не определяется гидридкальциевым методом в условиях кратковременного (2—4 часового) испытания по ГОСТ 7822—75 и по методу Фишера.
Смолистые вещества и другие продукты окислительного старения, а также соли нафтеновых кислот входят в число веществ, обуславливающих образование связанной воды. Связанная вода заметно повышает диэлектрические потери в масле.
В процессе длительной вакуумной сушки масел при измерении их tgδ наблюдаются три характерные области (рис. 6):
область / — резкого уменьшения tgδ — относится ко времени удаления следов микроэмульсии; в области II, в которой tgδ практически не изменяется, удаляется растворенная вода (не влияющая на tgδ масла) и, возможно, удаляется часть легко связанной воды; в области ///наблюдается снижение tgo* масла, которое можно объяснить удалением связанной воды. Удаление связанной воды сопровождается не только снижением tgδ, но и возрастанием удельного объемного сопротивления.
В зависимости от химического состава масел (наличие неуглеводородных компонентов, полярных примесей и др.) в процессе вакуумной сушки по-разному протекает изменение электроизоляционных свойств масел.

Причины повышенных диэлектрических потерь в свежих маслах

Углеводороды, входящие в состав нефтяных трансформаторных масел (изопарафиновые, нафтеновые, нафтеноароматические и ароматические), при температурах от 20 до 125°С характеризуются весьма малым tgδ.
Основным источником потерь в свежих трансформаторных маслах при 50 Гц являются нейтральные кислые асфальтосмолистые вещества и следы мыл.
Натровая проба и tgδ не являются взаимозаменяемыми показателями. Можно получить масло с плохой натровой пробой и низким значением tgδ (отсутствие мыл и смол и наличие кислот) и наоборот, с более или менее хорошей натровой пробой и большим tgδ (наличие следов мыл и отсутствие кислот). Однако, как правило, с улучшением натровой пробы уменьшается и tgδ масла.
Смолы и нафтеновые кислоты снижают диэлектрические потери, вызываемые мылами.
Наиболее эффективным удалением мыл любых металлов, «растворимого осадка», смол и вообще любых коллоидных заряженных частиц является адсорбционная обработка.
Применение в качестве адсорбентов силикагеля и зикеевской земли оказывают благоприятное действие на tgδ и повышение стабильности масла.
Масла доочищенные адсорбентами, как правило, медленнее стареют в эксплуатации, чем масла не обработанные адсорбентом.

Причины повышения tgδ масла при старении в эксплуатации, связанные с его качеством

Повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением в них компонентов плохо запеченных лаков трансформатора. Случаи резкого роста tgδ в начальный период эксплуатации имеют место при использовании отечественных и импортных масел. Однако не исключена возможность повышения потерь в маслах в первые месяцы работы, особенно при заливке ароматизированного масла, содержащего смолистые продукты и способного растворять старый, не удаленный из трансформатора шлам с образованием коллоидного раствора. При старении масла, как правило, наблюдается рост tgδ.
В ряде случаев не наблюдается связи между изменением tgδ и показателями, характеризующими окисление масла. Исключение составляет способность масла образовывать осадок в процессе старения. Имеется если не явная закономерность, то тенденция роста потерь с увеличением количества осадка.
Однако в некоторых случаях может наблюдаться и снижение tgδ. Такая аномалия объясняется коллоидным характером примесей и необратимыми изменениями коллоидов.
В свежих маслах в коллоидном состоянии могут находиться смолы и мыла. В процессе эксплуатации коллоидными веществами, накапливающимися в масле, могут быть:
— компоненты лака обмоток и старого шлама;
— мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масла с металлами трансформатора;
— кислые шламоподобные продукты, не содержащие в своем составе металла, например, кислоты, смолы и другие продукты старения.
Источники роста tgδ масла и пропитанной им бумаги различны. Если низкомолекулярные перекиси, кислоты и другие полярные вещества, растворенные в масле, практически не оказывают влияния на его tgδ, то эти же вещества, адсорбированые на бумаге, пропитанной маслом, являются основной причиной роста этого показателя в бумажномасляной изоляции. Вещества, образующие в масле коллоиды (смолы, мыла и др.), являющиеся основным источником проводимости масла, обусловленной электрофорезом, слабо влияют на tgδ бумаги. Многолетние эксплуатационные испытания показали, что имеется явная зависимость tgδ твердой изоляции трансформатора от содержания водорастворимых кислот в масле.
По изложенным выше причинам основным показателем, характеризующим трансформаторное масло в качестве изоляционного материала, на месте его производства принято считать tgδ. tgδ нового масла при 90 °С не должен превышать 0,5%.

Влияние кислородосодержащих соединений на tgδ масла

В процессе термического старения трансформаторных масел кроме воды образуются перекиси, низкомолекулярные водорастворимые кислоты, жирные высокомолекулярные кислоты, а также фенолы, спирты, альдегиды, смолы, мыла и другие кислородо и серосодержащие соединения. При достижении концентрации кислотосодержащих соединений в масле выше предела растворимости (образование второй фазы в виде микроэмульсии или коллоида) tgδ масла резко возрастает.
Если масло и кислогосодержащее соединение взаиморастворимы в любых соотношениях, диэлектрические потери в смеси определяются значением tg8 у смешиваемых компонентов. Вода, кислоты и другие кислородосодержащие соединения в растворе в масле не диссоциированы на ионы, и в связи с этим диэлектрические потери, связанные с ионной электропроводимостью этих продуктов в жидких диэлектриках не наблюдаются.
Наибольшее влияние на tgδ, по данным авторов , оказывают смолистые нейтральные и кислые вещества, а также мыла. При наличии смол в объеме 0,5 % tgδ повышается в 10 раз.
Известно также, что углеводородные растворы мыл с полувалентными катионами являются полуколлоидами. В зависимости от условий, мыло в растворе может находиться либо в истинно растворенном состоянии, либо в коллоидном. При разогреве масел с мылами при температуре до 100°С tgδ масла может резко изменяться как в сторону повышения, так и понижения. Это указывает на коллоидный характер раствора.

Характеристики масла при низких температурах

Трансформаторное масло внутри трансформатора, находящегося под напряжением, будет иметь температуру выше окружающей благодаря потерям в сердечнике и обмотках. Температура масла в радиаторах работающего трансформатора будет меньше отличаться от окружающей. Температура масла в отключенном трансформаторе или в необогреваемых вспомогательных устройствах, таких как переключатель, расположенных в отдельном баке, может быть равной окружающей температуре. Поэтому низшая температура, при которой трансформатор должен эффективно работать, это температура отключенного трансформатора или необогреваемых вспомогательных устройств.
Температура застывания масла зависит от его химического состава. В маслах, не содержащих так называемых линейных парафинов (/7-алканов), температура застывания —40 °С и ниже легко достигается без дополнительной технологической обработки при изготовлении масла. Нафтеновые масла не содержат линейных парафинов и поэтому масла, изготовленные из нафтеновой нефти, не требуют такой обработки.
В маслах парафинового происхождения содержится значительное количество линейных парафинов, которые при изготовлении масла должны быть удалены, чтобы получить температуру застывания — 40 °С. В противном случае температура застывания будет значительно выше. Кроме того, при температуре выше точки застывания в таких маслах образуются очаги так называемого «минерального воска». По мере дальнейшего снижения температуры таких очагов становится больше, увеличиваются их размеры. При повышении температуры происходит таяние минерального воска.
В парафиновом масле при недостаточной очистке от линейных парафинов при низкой температуре может происходить образование некоторого количества минерального воска.
В маслах, в которых возможно образование кристаллов минерального воска при низкой температуре, наблюдается аномалия изменения значения вязкости с изменением температуры.
В работающем трансформаторе распределение температуры и градиентов напряжения очень сложное. Поэтому экстраполяцию поведения такого масла при низкой температуре в опытных сосудах на работающий трансформатор следует делать с осторожностью.
Электрическая прочность масла при падении температуры может снижаться, особенно в диапазоне от + 10 до — 10 °С. Это объясняется переходом воды из растворенного состояния в эмульсию. При температуре около —(10—15) °С имеет место минимальное значение пробивного напряжения, которое может составить около 50 % исходного (при 25 °С).
Дальнейшее снижение температуры приводит к образованию в масле мельчайших кристаллов льда, т. е. образованию суспензии кристаллов в масле. Одновременно происходит повышение вязкости масла. Это может вызвать некоторое повышение пробивного напряжения, как вследствие повышения вязкости масла, так и за счет исчезновения полярности молекул воды, превратившейся в кристаллы льда (рис. 7).
Пробивное напряжение масла в области низких температур
Рис. 7. Пробивное напряжение масла в области низких температур: а — масло ТКп; б — масло Шелл-Дуал-Д.

Очевидно, что значение снижения пробивного напряжения должно зависеть от растворимости воды в масле. Растворимость повышается с увеличением количества ароматических углеводородов в составе масла. Однако, по-видимому существует более сложная зависимость не только от растворимости воды, но и от фактического влагосодержания, а также от неуглеводородных составляющих масла. Так минимальные значения пробивного напряжения при —(10—15) °С оказались равными около 50 % исходного пробивного напряжения как для образцов масла ТКп (СА = 12,2%), имевшего влагосо-держание около 15 г/т, так и для масла ГК (СА= 1,6%) при влагосодержании 5 г/т.
Примечание: международное обозначение процентного состава различных углеводородов в масле: CN _ нафтеновых, СР — парафиновых, СА — ароматических.
На рис. 7 приведены результаты опытов, проведенных Т. И. Морозовой (ВЭИ им. В. И. Ленина); эти данные показывают некоторые отличия поведения масел разного происхождения.



 
« Характеристики силикагеля технического   Хранение трансформаторов »
электрические сети