Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Практика >> Повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации

Повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации

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 tg δ в начальный период эксплуатации имели место при использовании отечественных масел в импортных и отечественных трансформаторах. Однако не исключена возможность повышения потерь в маслах в первые месяцы их работы и в отечественных трансформаторах, особенно при заливке в трансформатор ароматизированного свежего масла, содержащего смолистые продукты и способного растворять старый, не удаленный из трансформатора шлам с образованием коллоидного раствора.
Испытание в трансформаторах на стенде большого числа отечественных и импортных масел показало, что tg δ изменяется как в сторону повышения, так и в сторону снижения, но имеется, как правило, общая тенденция к повышению. Такое аномальное изменение этого показателя в процессе старения объясняется коллоидным характером примесей и необратимым изменением коллоидов.
В ряде случаев не наблюдается связи между изменением tg δ 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.
В свежих маслах в коллоидном состоянии могут находиться смолы и мыла.
В процессе эксплуатации коллоидными веществами, накапливающимися в масле, могут быть:
1) компоненты лака обмоток и старого шлама масел;
2) мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масел с металлами трансформатора;
3) кислые шламоподобные продукты, не содержащие в своем составе металла, например кислоты, в том числе асфальтогеновые, плохо растворимые в масле, смолы, асфальтены, карбены и другие продукты окисления.
С практической точки зрения важно не столько знать абсолютное значение tg δ в свежем масле, сколько суметь предвидеть изменение его в процессе эксплуатации.
В процессе старения tg δ изменяется, что подтверждается результатами лабораторных исследований и испытания их в трансформаторах на стенде. По рекомендации МЭК для свежего трансформаторного масла при 90°С tg δ ≤ 5·10-3. Проверка ряда зарубежных масел показала, что они отвечают этому условию. У лучших отечественных трансформаторных масел при 90°С tg δ ≤ 5·10-3, однако у обычных товарных масел значение этого показателя колеблется от 1,0 до 1,5·10-2 при 90 °С.
В реальном трансформаторе имеется не только жидкая, но и твердая изоляция (бумага, картон, хлопчатобумажная ткань и пр.), пропитанная маслом.
Источники роста tg δ в масле и пропитанной им бумаге различны. Если низкомолекулярные перекиси, кислоты и другие полярные вещества, растворенные в масле, практически не оказывают влияния на его tg δ, то эти же вещества, адсорбированные на бумаге, пропитанной маслом, являются основной причиной, обусловливающей рост этого показателя. Вещества, образующие в масле коллоиды (смолы, мыла и др.), являющиеся основным источником проводимости масла, обусловленной электрофорезом, мало влияют на tg δ бумаги.
Многолетние эксплуатационные испытания показали, что имеется явная зависимость tg δ твердой изоляции трансформатора от содержания водорастворимых кислот в масле.
Но указанные особенности до сих пор мало учитываются при рассмотрении изоляционных свойств трансформаторных масел.
Исходя из изложенного основным показателем, характеризующим трансформаторное масло на месте производства в качестве изоляционного материала, принято считать tg δ.
 
« Пленочная защита силового трансформатора   Погрузка и разгрузка трансформаторов »
электрические сети