КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИОННОГО МАСЛА
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Контролируемые параметры.
В рассматриваемом оборудовании масло является одним из важных элементов изоляционной конструкции. Основными параметрами, определяющими свойства масла как диэлектрика, являются электрическая прочность, проводимость и диэлектрические потери [20]. Свойства масла зависят также от его газо- и влагосодержания, наличия загрязнений (твердых частиц), содержания кислот и щелочей. Фракционный состав масла определяет температуру его вспышки.
Электрическая прочность, характеризуемая пробивным напряжением в стандартом разряднике или соответствующей напряженностью электрического поля, меняется при увлажнении и загрязнении масла и поэтому может служить диагностическим признаком. При снижении температуры избыток воды выделяется в виде эмульсии, которая вызывает снижение пробивного напряжения, особенно при наличии загрязнений.
Информацию о наличии увлажнения масла может также дать его tgδ (рис. 5.1), однако лишь при больших количествах влаги. Это можно объяснить малым влиянием на tgδ масла растворенной в нем воды; резкий рост tgδ масла происходит при возникновении эмульсии.
В изоляционных конструкциях основной объем влаги находится в твердой изоляции. Между ней и маслом, а в негерметизированных конструкциях еще и между маслом и воздухом постоянно происходит влагообмен. При стабильном температурном режиме наступает равновесное состояние, и тогда по влагосодержанию масла можно оценить влагосодержание твердой изоляции (рис. 5.2).
Диэлектрические потери в масле определяются в основном его проводимостью и растут по мере накопления в масле продуктов старения и загрязнений. Начальные значения tgδ свежего масла зависят от его состава и степени очистки. Зависимость tgδ от температуры - логарифмическая.
Старение масла определяется окислительными процессами, воздействием электрического поля и присутствием конструкционных материалов (металлы, лаки, целлюлоза). В результате старения ухудшаются изоляционные характеристики масла и выпадает осадок, который затрудняет теплообмен и ускоряет старение целлюлозной изоляции. Значительную роль в ускорении старения масла играют повышенная рабочая температура и наличие кислорода (в негерметизированных конструкциях).
Рис. 5.1. Зависимость электрической прочности и tg δ изоляционного масла от влагосодержания [57]
Водорастворимые кислоты, адсорбируясь твердой изоляцией, вызывают увеличение диэлектрических потерь в ней.
Наличие продуктов окисления в масле характеризуется его кислотным числом Кч. Для оценки степени старения масла иногда также применяются показатель полярности и поверхностное натяжение на границе с водой, которые изменяются при накоплении в масле полярных веществ.
При использовании tgδ изоляционного масла в качестве диагностического параметра следует учитывать, что его изменения в ходе старения не всегда имеют монотонный характер [22]. Высокие значения tgδ масла создают находящиеся в нем продукты старения.
Рис. 5.2. Равновесное распределение влаги в изоляции трансформатора [21]:
wб - влагосодержание бумаги; wM — влагосодержание масла; t - температура изоляции
Параметры tgδ и Кч отражают разные характеристики процесса старения масла. Кислотное число характеризует стабильность масла при окислении. Диэлектрические потери растут при накоплении в масле продуктов старения, образующих коллоидные растворы (смолистые вещества, мыла металлов). Поэтому корреляционная связь между значениями tgδ и Кч слабая и оба параметра имеют самостоятельное диагностическое значение, взаимно дополняя друг друга.
Рис. 5.3. Зависимость характеристик изоляционного масла от длительности термоокислительного старения:
— масло ТКп; — — — масло T-1500
Периодически они выпадают в виде твердого осадка, после чего значение tgδ масла уменьшается (рис. 5.3, данные для масла марки ТКп). Выпавший осадок ухудшает состояние твердой изоляции, но по tgδ масла об этом судить нельзя, Таким образом, нарушается однозначная связь между степенью старения изоляционной конструкции и значением tgδ масла.
При старении трансформаторной изоляции наблюдались аналогичные изменения значений кислотного числа Кц. Поэтому целесообразно ввести еще один диагностический параметр - поверхностное натяжение на границе с водой 0, которое изменяется монотонно.
Повышение tgδ масла в процессе эксплуатации может быть также вызвано растворением в нем лаков и других материалов, применяемых в конструкции. Если дальнейшее ухудшение свойства масла при этом не происходит, такое увеличение диэлектрических потерь, как правило, не опасно.
В нормально работающих трансформаторах температура вспышки из-за испарения легких фракций немного увеличивается. При термическом разложении масла (крекинге) температура вспышки снижается. В качестве диагностического параметра она применяется для выявления процессов, связанных с интенсивным локальным тепловым воздействием, наличием мощных электрических разрядов, разрушением масла дугой и т.п.
В масле может раствориться значительное количество газов. Содержание Воздуха, растворенного в масле, при атмосферном давлении достигает 10-11% по объему (граница насыщенного состояния). При этом электрическая прочность может снизиться на 20-30%. Мелкие пузырьки, возникающие в насыщенном газом масле при изменении температуры, влиянии электрического поля и вибраций, являются местом возникновения частичных разрядов. Все это требует тщательной дегазации изоляционного масла и контроля за его газосодержанием.
Методы испытаний.
Испытания изоляционного масла проводятся в лабораториях, для чего у оборудования отбираются пробы масла.
Методы определения их основных характеристик, как правило, регламентируются государственными стандартами.
Определение электрической прочности масла (ГОСТ 6581-75) проводится в специальном сосуде с нормированными размерами электродов при приложении напряжения промышленной частоты.
Диэлектрические потери в масле измеряются мостовой схемой при напряженности переменного электрического поля, равной 1 кВ/мм (ГОСТ 6581-75). Измерение производится при помещении пробы в специальную трехэлектродную (экранированную) измерительную ячейку (сосуд). Значение tgδ определяется при температурах 20 и 90°С (для некоторых масел при 70°С). Обычно сосуд помещают в термостат, однако это значительно увеличивает время, затрачиваемое на испытания. Более удобен сосуд со встроенным нагревателем.
Количественная оценка содержания механических примесей производится путем фильтрования пробы с последующим взвешиванием осадка (ГОСТ 6370-83).
Применяют два метода определения количества воды, растворенной в масле. Метод, регламентированный ГОСТ 7822- 75*, основан на взаимодействии гидрида кальция с растворенной водой. Массовая доля воды определяется по объему выделившегося водорода. Этот метод сложен; результаты не всегда воспроизводимы. Предпочтительней кулонометрический метод (ГОСТ 24614-81*), основанный на реакции между водой и реактивом Фишера. Реакция идет при прохождении тока между электродами в специальном аппарате. Чувствительность метода 2 · 10-6 (по массе).
Кислотное число измеряется количеством гидроокиси калия (в миллиграммах), затраченного для нейтрализации кислых соединений, извлеченных из масла раствором этилового спирта (ГОСТ 5985- 79*).
Температурой вспышки называется самая низкая температура масла, при которой в условиях испытаний образуется смесь паров и газов с воздухом, способная вспыхивать от открытого пламени (ГОСТ 6356- 75*). Нагревание масла производится в закрытом тигле с перемешиванием; испытание смеси - через определенные интервалы времени.
Общее газосодержание масла определяют путем извлечения газа из пробы масла, помещенной в вакуумированный сосуд. Более удобный и точный метод - хроматографический (с вакуумным выделением газа). При этом дополнительно могут быть получены данные о содержании кислорода, который определяет окислительные процессы в масле.
Таблица 5.1. Концентрация газов в масле трансформаторов
Примечание. Г — герметизированная конструкция; Н — негерметизированная конструкция.
Таблица 5.2. Концентрация газов, растворенных в масле трансформаторов*
*Граничные значения для 90% трансформаторов [24].
**Значение концентрации С02 приведено для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет; при сроке эксплуатации свыше 10 лет это значение 8000 мкл/л.
Влияние РПН на газосодержание масла основной изоляции трансформаторов может быть объяснено неплотностями перегородок или газообменом через общее надмасляное пространство.
При разрушении изоляции, связанном с наличием повреждений, интенсивность процессов газовыделения резко повышается; может измениться также состав газов и их соотношение.
Повреждения в трансформаторе могут иметь различный характер. Типичными их проявлениями являются: дуговой разряд, маломощные искровые разряды в масле, частичные разряды, местные перегревы.
Таблица 5.3. Состав растворенных в масле газов, характерный для различных дефектов трансформаторов [24]
Примечание, а - основной газ для данного дефекта; б - характерный газ с высоким содержанием; в — характерный газ с малым содержанием; г — нехарактерный газ; д - только при высокой плотности выделяемой энергии.
Каждому виду дефекта соответствует определенный набор газов, выделяющихся при разрушении изоляции (табл. 5.3).
В реальном трансформаторе процессы, вызывающие газовыделение, могут происходить одновременно при участии различных материалов (масла, бумаги, картона, дерева, пластмасс). Кроме того, эти процессы могут различаться по интенсивности (выделяемой в месте дефекта энергии). Поэтому состав газов, выделяющихся при повреждениях, может значительно изменяться (табл. 5.4).
Между образовавшимися при разложении изоляции газовыми пузырьками и маслом происходит газообмен (в соответствии с парциальными давлениями газов). Мелкие пузырьки практически полностью растворяются в масле. Более крупные пузыри, всплывая в масле и обмениваясь с ним газами, существенно меняют свой состав.
Таблица 5.5. Состав газов, выявившихся при дефектах трансформаторов (по данным [20])
Примечание Относительная концентрация определена в долях от всего объема пробы газа. Трансформаторы негерметичны; ГР — газовое реле; М — масло.
Примечание. За 100% принято наибольшее содержание данного газа в пробе.
Газы, свидетельствующие о наличии дефекта (диагностические газы), как правило, быстро растворяются в масле, и поэтому, когда газовый пузырь достигнет расширителя, концентрация в нем этих газов может оказаться пониженной (табл. 5.5).
В трансформаторах, расширители которых имеют сообщение с воздухом, парциальное давление диагностических газов ниже, чем в герметизированных, так как газы непрерывно удаляются. По мере приближения к месту дефекта концентрация этих газов растет. В трансформаторах с азотной защитой диагностические газы постепенно скапливаются над поверхностью масла. В трансформаторах с пленочной защитой выделившиеся газы в основном растворены в масле.
