Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Практика >> Гигроскопичность трансформаторных масел

Гигроскопичность трансформаторных масел

Растворимость воды в трансформаторном масле, вообще говоря, весьма ничтожна. С точки зрения молекулярной теории незначительная растворимость воды в нефтяных продуктах объясняется громадным различием в размерах молекул углеводородов, из которых состоит масло, и молекул воды. Суммарное поле межмолекулярных сил, создаваемое при взаимодействии этих двух типов молекул, препятствует смешению обеих жидкостей. Концентрация воды в трансформаторных маслах, как и в других углеводородных жидкостях, при данной температуре в равновесном состоянии пропорциональна относительной влажности воздуха (рисунок 1). Эта зависимость достаточно точно описывается уравнением Генри: х = КРв = хmaxψ, где х — молекулярная концентрация воды, %; хmax — максимально возможная молярная концентрация растворимой воды при данной температуре, %; ψ — относительная влажность воздуха; Рв — замеренная упругость паров воды в воздухе. Растворимость воды в трансформаторном масле Рисунок 1 - Растворимость воды в трансформаторном масле при различных значениях относительной влажности воздуха К = хmaxв,нас, где Рв,нас — упругость насыщенных паров воды при данной температуре. При постоянной влажности воздуха существует экспоненциальная зависимость максимальной растворимости воды в трансформаторном масле от параметра значения, обратного абсолютной температуре (рисунок 2). Это позволяет вычислять растворимость воды в масле при любой температуре, если известна растворимость при двух температурах. Растворимость воды в трансформаторных маслах 1 — ароматизированных; 2 — обычных Рисунок 2 - Растворимость воды при различных температурах в трансформаторных маслах Нагрев масла при неизменных температуре и влажности окружающего воздуха сопровождается осушкой масла. Физический смысл этого процесса становится ясным при рассмотрении графика на рисунке 3. Нагрев масла не может вызвать изменения парциального давления паров воды над поверхностью масла, так как количество влаги в единице объема воздуха определяется общей относительной влажностью его. Равновесное содержание влаги в масле при парциальном давлении паров воды над поверхностью масла, равном Р1 в случае нагрева определяется точками А1—А4, т. е. содержание влаги в масле уменьшается. Зависимость растворимости воды в масле Рисунок 3 - Зависимость растворимости воды в масле (в массовых долях) от давления водяного пара при различных температурах При охлаждении масла, например, от 40 (рисунок 3) до 20°С в масле появляется избыток влаги и образуется эмульсия. Количество влаги, выделившейся в виде второй фазы, на графике характеризуется отрезком хэ = х40°С — х220°С , где х40°С и х20°С — предельные концентрации воды в масле соответственно при 40 и 20 °С. Сухая твердая изоляция в масле будет увлажняться за счет воды, растворенной в масле до наступления равновесия. При соответствующих условиях возможен обратный переход влаги из изоляции в масло. Эти обстоятельства следует принимать во внимание при сушке трансформаторов, работавших с увлажненным маслом. При прочих равных условиях гигроскопичность трансформаторных масел зависит от их химического состава и возрастает с повышением содержания ароматических углеводородов в масле (рисунок 4). Растворимость воды в углеводородах и трансформаторных маслах 1 — бензол; 2 — толуол; 3 — циклогексан; 4 — масло из артемовской нефти, 5 — масло из эмбенских нефтей Рисунок 4 - Растворимость воды в углеводородах и трансформаторных маслах Наличие в трансформаторных маслах полярных компонентов (спиртов, кислот, мыл и др.) ведет к повышению гигроскопичности масел и нарушению линейной зависимости поглощающей способности от влажности воздуха (рисунок 5). Этим объясняются трудности, которые наблюдаются на практике при обезвоживании эксплуатационных или недостаточно очищенных свежих масел. Увлажнение свежих и окисленных трансформаторных масел 1 — свежее масло, кислотное число 0,02 мг КОН на 1 г масла; 2, 3 — масла с кислотным числом 0,17—0,21 мг КОН на 1 г масла Рисунок 5 - Увлажнение свежих и окисленных трансформаторных масел в атмосфере воздуха различной относительной влажности Насыщение масла водой, так же как и обратный процесс — испарение влаги из масла, происходит с определенной скоростью. Скорость этих процессов, по-видимому, одинакова и зависит от действия ряда факторов — толщины слоя масла, свободной поверхности соприкосновения с влажной средой (воздухом и др.), соотношения между упругостями паров воды в масле и окружающем воздухе, температуры масла. В реальных условиях конвекции масла обычно имеет место в трансформаторах, в связи с чем реальный коэффициент переноса будет значительно выше коэффициента диффузии, а, следовательно, реальные скорости переноса влаги в масле выше. Изучение реальной скорости увлажнения масла показало, что наличие масляного затвора на маслонаполненных вводах 110 кВ лишь в 2,5 раза замедляет увлажнение его изоляции за счет влаги из окружающего воздуха. Попутно заметим, что масляный затвор воздухоосушителя трансформатора также не предохраняет находящийся в осушителе адсорбент от увлажнения за счет атмосферного воздуха. Таким образом, представление о том, что масло полностью защищает твердую изоляцию трансформаторов и других аппаратов от увлажнения или что вода, находящаяся под слоем масла, не испаряется, неправильно. Очевидно, такое мнение сложилось в связи со значительной разницей в скоростях поглощения влаги, пропитанной маслом, и сухой бумагой (картоном). Если в первом случае время для достижения определенной степени увлажнения определяется неделями, то во втором случае для этого достаточно нескольких часов. Очевидно, что вполне надежная защита трансформаторной изоляции от увлажнения может быть обеспечена лишь при полной герметизации. Известно большое число методов определения наличия воды в органических жидкостях, из которых наиболее приемлемыми для трансформаторных масел являются методы гидридкальциевый и Фишера. Эти методы отличаются высокой чувствительностью и точностью и позволяют определить присутствие ничтожных количеств влаги в масле. На рисунке 6 изображена схема прибора для определения воды в трансформаторном масле по методу К.Фишера, рекомендуемому МЭК. Чувствительность метода 0,0002 % воды в масле (по массе), что превосходит чувствительность гидридкальциевого метода; расхождения между параллельными определениями ±10 %. Аппаратурное оформление метода Фишера более сложно, чем гидридкальциевого. Кроме того, первый метод неприменим для окислившихся масел, поскольку реактив Фишера взаимодействует с продуктами окисления, содержащими группу ОН. Схема прибора для определения воды в масле 1 — трубка с осушителем; 2 — реактив Фишера; 3 — прецизионная бюретка для титрования; 4 — магнитная мешалка; 5 — колба для титрования; 6 — электроды; 7 — ввод пробы масла; 8 — трехходовой кран Рисунок 6 - Схема прибора для определения воды в масле по методу, рекомендуемому МЭК, с использованием реактива К. Фишера и электрометрическим определением конечной точки титрования Для ориентировочной оценки количества влаги в масле (главным образом, находящейся в диспергированном состоянии) можно использовать способ, основанный на определении пробивного напряжения масла и сопоставлении данного значения с заранее найденной зависимостью пробивного напряжения от количества воды.
 
« Газосодержание изоляции трансформатора   Дегазация трансформаторного масла »
электрические сети