Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Практика >> Причины повышенных диэлектрических потерь в свежих трансформаторных маслах

Причины повышенных диэлектрических потерь в свежих трансформаторных маслах

При частоте 50 Гц углеводороды, входящие в состав нефтяных трансформаторных масел (изопарафиновые, нафтеновые, нафтено-ароматические и ароматические), характеризуются при температурах от 20 до 125°С весьма малым tg δ.
Основными источниками потерь в свежих трансформаторных маслах при 50 Гц являются нейтральные и кислые асфальто-смолистые вещества и следы мыл.
Зависимость tg δ и натровой пробы эталонного масла от концентрации нафтената Na представлена на рисунке 1.
Зависимость tg δ и натровой пробы эталонного масла от концентрации нафтената
Рисунок 1 - Зависимость tg δ и натровой пробы масла от концентрации нафтената натрия
Большое влияние на tg δ масла оказывает число промывок его водой после кислотно-щелочной очистки. С увеличением числа промывок уменьшается концентрация натровых мыл нафтеновых и сульфокислот и соответственно снижаются диэлектрические потери и улучшаются натровая проба.
Однако чрезмерная промывка масла при высокой температуре (70—90 °С) (для уменьшения эмульгирования) может привести к увеличению удельной проводимости и ухудшению натровой пробы масла при практическом отсутствии в нем мыл за счет образующихся в результате окисления и окислительной конденсации асфальто-смолистых и кислых продуктов.
Натровая проба и tg δ не являются взаимозаменяемыми показателями. Можно получить масло с плохой натровой пробой и низким tg δ (отсутствие мыл и смол и наличие кислот) и, наоборот, с более или менее хорошей натровой пробой и высоким tg δ (наличие следов мыл и отсутствие кислот). Однако, как правило, с улучшением натровой пробы уменьшается и tg δ масла.
Смолы и нафтеновые кислоты снижают диэлектрические потери, вызываемые мылами.
Можно получить высокоароматизированное масло с относительно низким tg δ (при 50 Гц) при условии достаточно полного удаления асфальто-смолистых веществ и мыл.
Наиболее эффективным методом удаления мыл любых металлов, «растворимого осадка», смол и вообще любых коллоидных заряженных частиц является адсорбционная очистка, как контактная, так и перколляционная.
В таблице 1 приведены данные по изменению tg δ и стабильности (по ГОСТ 981-80) некондиционного трансформаторного масла из бакинских нефтей в результате контактной очистки различными адсорбентами. Активированный уголь непригоден, так как он наиболее активно удаляет ингибиторы окисления. Гумбрин практически не изменяет стабильности масла. Остальные адсорбенты — силикагель и зикеевская земля — оказали благоприятное действие на снижение tg δ и повышение стабильности масла.
Таблица 1 - Влияние адсорбционной очистки на химическую стабильность и tg δ некондиционного масла из бакинских нефтей

Масло

Окисление по ГОСТ 981-80

Индукционный период, ч (через сколько часов появилась кислая реакция водной вытяжки)

tg δ при 20°С, 10-2

Склонность к образованию низкомолекулярных кислот, мг КОН на 1 г масла

Общая стабильность

летучих

нелетучих

Кислотное число, мг КОН на 1 г масла

Осадок, %

До обработки

0,038

0,020

0,17

0,065

1

0,29

Обработанное 10% гумбрина

0,033

0,014

0,15

0,07

1

0,03

Обработанное 10% активированного угля

0,048

0,022

0,21

0,06

1/2

0,03

Обработанное 10% силикагеля

0,019

0,005

0,23

0,07

3

0,01

Масла, доочищенные адсорбентами, как правило, медленнее стареют в эксплуатации, чем масла, не обработанные адсорбентом.
Использование в качестве заключительной операции контактной доочистки трансформаторных масел следует признать целесообразным.
 
« Принципиальные схемы газовой защиты силового трансформатора   Причины ухудшения характеристик трансформаторного масла в высоковольтных вводах »
электрические сети