Пленочная защита трансформаторного масла

Содержание

Общие требования и свойства трансформаторных масел — часть 2

Пленочная защита трансформаторного масла

Пробой – потеря электрической прочности под действием напряжённости электрического поля – может иметь место как в образцах различных диэлектриков и систем изоляции, так и в электроизоляционных системах любого электротехнического устройства – от мощных генераторов и высоковольтных трансформаторов до любого бытового прибора. Сочетание в системах изоляции материалов, разных по электрической прочности, может приводить к серьёзным осложнениям в эксплуатации самых разнообразных электротехнических устройств, особенно высокого напряжения, где изоляция работает в сильных электрических полях и может возникнуть её пробой.

Причины пробоя бывают различными; не существует по этому единой универсальной теории пробоя. В любой изоляции пробой приводит к образованию в ней канала повышенной проводимости, достаточно высокой, чтобы произошло короткое замыкание в данном электротехническом устройстве, создающее аварийную ситуацию, по существу выводящую это устройство из строя.

Однако в этом отношении пробой может проявлять себя в разных системах изоляции по – разному. В твёрдой изоляции, как правило, канал пробоя сохраняет высокую проводимость после выключения, приведшего к пробою напряжения, явление протекает необратимо.

В жидких и газообразных диэлектриках вследствие высокой подвижности их частиц электрическое сопротивление канала пробоя восстанавливается вызвавшего его напряжения практически мгновенно.

1.4. Особенности пробоя жидких диэлектриков

Пробой жидких диэлектриков может быть вызван разными процессами, определяющимися в основном состоянием жидкости, степенью её дегазации и чистотой. Наиболее часто в жидком диэлектрике встречается влага. Газы, также, как и вода, могут находиться в жидкости в разных состояниях от молекулярного до сравнительно крупных включений – пузырьков.

Как и в газах, в жидкостях в неоднородных электрических полях наблюдаются формы пробоя: неполный пробой – корона, искровой и дуговой разряд. Установлено, что развитие пробоя начинается с формирования оптических неоднородностей в межэлектродном пространстве: в местах образования будущих каналов пробоя жидкость становится малопрозрачной.

Наиболее чёткие фотографии позволяют обнаружить густое переплетение микроскопических тёмных нитей – развивающийся пробой древовидной формы. Высказываются предположения, что такие оптические неоднородности связаны с образованием в жидкости газовых пузырей, вызванных её разогревом токами эмиссии, автоионизацией молекул и ёмкостными токами.

Однако такая гипотеза пока количественно не проанализирована и не приобрела формы теории.

В теории А.Геманта рассматривается пробой жидкого диэлектрика, содержащего влагу в виде эмульсии. Согласно расчётам Геманта под действием электрического поля капельки влаги вытягиваются, приобретая форму эллипсоидов. При достаточно большой напряжённости поля вытянутые эллипсоиды соединяются между собой, в результате чего в образовавшемся при этом канале происходит разряд.

Экспериментально установлено, что при повышении напряжения в жидкости, содержащей растворённый газ, перед пробоем появляются газовые пузырьки. В результате пробивное напряжение таких жидкостей значительно падает с понижением давления или с приближением к температуре кипения, то есть в условиях, облегчающих образование газовых пузырьков. Причины образования газовых пузырьков рассматривались в теориях Н.Эдлера, П.А.Флоренского, Ф.Ф.Волькенштейна.

Согласно теории Эдлера, вблизи электрода имеется слой жидкости с повышенным удельным сопротивлением, содержащий микроскопические зародыши газовых пузырьков. При прохождении тока через этот слой в сильном электрическом поле выделяется такое количество тепла, что при некотором напряжении указанный слой нагревается до температуры кипения, происходит интенсивное газовыделение и наступает пробой.

В электроизоляционных маслах, температура кипения которых выше температуры разложения (110 – 1200С), появление газовых пузырьков перед пробоем может быть связано не с испарением жидкости, а с химическим разложением под влиянием нагревания. Кроме того, образование пузырьков и их рост могут происходить под действием газового разряда. В этом случае повышается удельный вес, возрастает вязкость масла, увеличивается температура вспышки.

Обработка масел воздействием разрядов называется вольтализацией и находит применение в технике.

В работе, выполненной под руководством Я.И.Френкеля, изучался пробой жидких диэлектриков, содержащих металлические частицы. Было установлено, что сначала частицы приобретают положительный заряд, движутся к катоду, покрывая его толстым рыхлым слоем.

Приобретая у катода отрицательный заряд, многие из них движутся к аноду, а с течением времени всё пространство между электродами оказывается заполненным агрегатами частиц, образующих мостики. После этого может произойти пробой.

После пробоя частицы с электродов осыпаются на дно сосуда, а между электродами наблюдается тонкая нить – мостик из частиц, сопротивление которой составляет около 25 Ом. Мостик сохраняется около часа, а при пропускании тока – и более длительное время.

Изучение пробоя жидких диэлектриков, содержащих влагу, растворённый газ, примеси твёрдых частиц, весьма важно для практики.

2. Общие требования и свойства трансформаторных масел

Электроизоляционные свойства масел определяются в основном тангенсом угла диэлектрических потерь. Диэлектрическая прочность трансформаторных масел в основном определяется наличием волокон и воды, поэтому механические примеси и вода в маслах должны полностью отсутствовать.

Низкая температура застывания масел (-45 °С и ниже) необходима для сохранения их подвижности в условиях низких температур.

Для обеспечения эффективного отвода тепла трансформаторные масла должны обладать наименьшей вязкостью при температуре вспышки не ниже 95, 125, 135 и 150°С для разных марок.

Наиболее важное свойство трансформаторных масел — стабильность против окисления, т.е. способность масла сохранять параметры при длительной работе.

В России все сорта применяемых трансформаторных масел ингибированы антиокислительной присадкой — 2,6-дитретичным бутилпаракрезолом (известным также под названиями ионол, агидол-1 и др.).

Эффективность присадки основана на ее способности взаимодействовать с активными пероксидными радикалами, которые образуются при цепной реакции окисления углеводородов и являются основными ее носителями. Трансформаторные масла, ингибированные ионолом, окисляются, как правило, с ярко выраженным индукционным периодом.

В первый период масла, восприимчивые к присадкам, окисляются крайне медленно, так как все зарождающиеся в объеме масла цепи окисления обрываются ингибитором окисления. После истощения присадки масло окисляется со скоростью, близкой к скорости окисления базового масла.

Действие присадки тем эффективнее, чем длительнее индукционный период окисления масла, и эта эффективность зависит от углеводородного состава масла и наличия примесей неуглеводородных соединений, промотирующих окисление масла (азотистых оснований, нафтеновых кислот, кислородсодержащих продуктов окисления масла).

Международная электротехническая комиссия разработала стандарт (Публикация 296) «Спецификация на свежие нефтяные изоляционные масла для трансформаторов и выключателей». Стандарт предусматривает три класса трансформаторных масел:

I — для южных районов (с температурой застывания не выше -30 °С),

II— для северных районов (с температурой застывания не выше -45°С),

III — для арктических районов (с температурой застывания -60 °С).

Буква А в обозначении класса указывает на то, что масло содержит ингибитор окисления, отсутствие буквы означает, что масло не ингибировано.

Трансформаторные масла работают в сравнительно «мягких» условиях. Температура верхних слоев масла в трансформаторах при кратковременных перегрузках не должна превышать 95 °С. Многие трансформаторы оборудованы пленочными диафрагмами или азотной защитой, изолирующими масло от кислорода воздуха. Образующиеся при окислении некоторые продукты (например, гидроперекиси, мыла металлов) являются сильными промоторами окисления масла.

При удалении продуктов окисления срок службы масла увеличивается во много раз. Этой цели служат адсорберы, заполненные силикагелем, подключаемые к трансформаторам при эксплуатации. Срок службы трансформаторных масел в значительной мере зависит также от использования в оборудовании материалов, совместимых с маслом, т. е. не ускоряющих его старение и не содержащих нежелательных примесей.

Для высококачественных сортов трансформаторных масел срок службы без замены может составлять 20–25 лет и более.

Перед заполнением электроаппаратов масло подвергают глубокой термовакуумной обработке. Согласно действующему РД 34.45-51.300–97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» концентрация воздуха в масле, заливаемом в трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные вводы и герметичные измерительные трансформаторы не должна превышать 0,5 % (при определении методом газовой хроматографии), а содержание воды 0,001 % (мас.

доля). В силовые трансформаторы без пленочной защиты и негерметичные вводы допускается заливать масло с содержанием воды 0,0025 % (мас. доля). механических примесей, определяемое как класс чистоты, не должно быть хуже 11-го для оборудования напряжением до 220 кВ и хуже 9-го для оборудования напряжением выше 220 кВ.

Читайте также  Средства индивидуальной защиты в электроустановках до 1000в

При этом показатели пробивного напряжения в зависимости от рабочего напряжения оборудования должны быть равны (кВ):

Источник: http://MirZnanii.com/a/323680-2/obshchie-trebovaniya-i-svoystva-transformatornykh-masel-2

Трансформаторные масла

Название «трансформаторное масло» говорит нам о том, что этот продукт находит применение в силовых и измерительных трансформаторных установках, в реакторном оборудовании. Масло применяется и в масляных радиаторах, где являются средой для гашения дуги. Данный продукт – это нефтяная фракция, вырабатываемая в процессе перегонки сырой нефти. Нефть имеет различное происхождение, а потому обладают разными свойствами, которые в свою очередь оказывают влияние на свойства масла, производимого из сырья.

Основные марки трансформаторных масел:

Трансформаторное масло – это продукт, имеющий сложный состав. В нём содержатся углеводороды, имеющие средний молекулярный вес от 240 до 340 атомных единиц. К составным частям трансформаторного масла относятся следующие компоненты:

• Циклопарафины, составляющие около 70%; • Углеводороды с ароматическим бензольным кольцом («арены») – около 15-20%; • Парафины – составляют 10-15%; • Асфальто-смолистые вещества – до 2%; • Соединения, содержащие серу – менее 1%; • Азотсодержащие вещества – менее 1%; • Противоокислительные модификаторы — 0,5%;

• Нафтеновые кислоты – меньше 0,02%.

Какие же особенности присущи трансформаторным маслам и какие запросы к ним существуют?

К признакам, определяющим употребление данного продукта, можно отнести: • Электроизолирующие качества; • Противоокислительные свойства.

Рассмотрим подробнее отмеченные особенности трансформаторных масел.

Тангенс угла диэлектрических потерь рассчитывают с целью определения электроизолирующих качеств масла. Его диэлектрическая прочность зависит от наличия в его составе молекул воды и микроволокон. Качественное масло не содержит в себе никаких посторонних мехпримесей и воды. Подвижность масла в условиях холодов тесно взаимосвязана с температурой его застывания (ниже -45 °С).

Способность трансформаторного масла к продуктивному отведению тепла учитывается в качестве важного фактора. Этому способствует низкая вязкость разнообразных марок масла при температуре вспышки от 95 °С до 150 °С. Масло выступает в конфронтации к процессу оксидирования. Это является архиважным признаком, дающим возможность сохранять признаки продуктивности масла в течение продолжительного отрезка времени.

При производстве трансформаторных масел на территории РФ в их состав вводится противокислительная добавка, носящая название «ионол». Присадка с успехом взаимодействует с активными пероксидными радикалами, образующимися в ходе окислительной реакции углеводородов. Ионол позволяет увеличить период индукции, в течение которого действие антиокислителя позволяет прерывать цепочки окисления углеводородов. Однако затем происходит ослабление добавки.

Это приводит к тому, что скорость окислительного процесса значительно возрастает, приближаясь к скорости окисления базового масла.

Становится понятным, что продолжительный период индукции ведёт к эффективной работе присадки. На действенность добавки также влияет углеводородный состав основного масла и включения других соединений, которые могут активировать процесс окисления трансформаторного масла. Процесс декапировки нефтяных дистиллятов позволяет снизить количество ароматических углеводородов, удалить соединения, не состоящие из углеводородов.

Это ведёт к повышению прочности трансформаторного масла, активированного присадкой. В 1982 году Международная электротехническая комиссия представила и ввела «Спецификацию на свежие нефтяные изоляционные масла для трансформаторов и выключателей» (норматив 60 296). Согласно данному документу произведено подразделение продукта на несколько групп: • Трансформаторные масла, застывающие при похолодании до -30 °С. Расходуется в тёплых регионах; • Масла, созданные для работы в холодных областях.

Застывают при понижении температуры окружающей среды ниже -45 °С; • Трансформаторные масла, которые застывают при -60 °С. Разработаны с целью использования в полярных районах. В артикулах можно встретить литеру «А», указывающую на присутствие в составе данного продукта ингибитора окислительного процесса. Производимые в нашей стране масла подразделяют по сырью, из которого идёт производство и методам выработки: • ТКп, вырабатываемое согласно ТУ 38.

101890-81 из нафтеновых нефтей с малым содержанием серы, ректифицированных кислотно-щелочным методом. Данное масло содержит в качестве приставки ионол. ТКп успешно работает в установках с напряжением ниже 500 кВ; • Трансформаторное масло, производимое по ГОСТ 10121-76 путём фенольного очищения нефтей, имеющих в составе соединения серы. Содержит в себе ионол. Работает в механизмах с напряжением ниже 220 кВ; • Т-1500У, вырабатывается согласно ТУ 38.

401-58-107-97 путём гидрирования и избирательного очищения из содержащих серу и парафины сортов нефтей. Масло включает в свой состав ионол. Используется в электрическом оборудовании, работающем при напряжении менее 500 кВ; • Масло ГК, производимое согласно условиям «ТУ 38.1011025-85» из серо- и парафинсодержащих нефтей, ректифицированных в ходе гидрокрекинга.

Потребляется в высоковольтных установках; • Масло ВГ производят из сортов нефтей, содержащих парафин, очищенных при помощи гидрокатализа по данным ТУ 38.401978-98. Добавляется ионол. Работает в высоковольтных агрегатах; • Масло АГК соответствуют данным «ТУ 38.1011271-89». Они имеют в своей основе парафинсодержащие сорта нефтей, подвергаемые гидрокрекингу. При выработке в масляный состав вводят ионол.

Используется для заливки в трансформаторы, работающие в условиях северных холодов; • Масло МВТ создаётся по данным «ТУ 38.401927-92» на основе содержащих парафин нефтей в ходе гидрокатализа, с введением противоокислительной добавки ионол. Применяется готовый продукт в масляных рубильниках, в трансформаторных установках. Поверхностные слои трансформаторных масел при использовании нагреваются лишь до 95 °С при избыточной нагрузке в течение короткого промежутка времени.

Трансформаторы оборудуются изоляционной системой (плёночной диафрагмой или азотной защитой), предохраняющей масло от контакта с молекулами кислорода. Известно, что кислород участвует в реакции окисления масла. Изъятие продуктов окисления масла с использованием адсорбирующих веществ, способствует удлинению его эксплуатационного срока. Он возрастает, если для производства оборудования использовать материалы без неподходящих примесей, ускоряющих процесс старения масла.

Важные физико-химические качества трансформаторного масла.

Следует отметить ряд плюсов данного продукта. Они не подвержены горению, не оказывают токсического действия, не разрушают озоновый слой и являются биологически разлагаемым продуктом.

Какие же свойства масла принимаются во внимание? 

Во-первых, плотность, составляющая в норме (0.84-0.89)×103 кг/м3 .Следующий показатель – вязкость, важная с точки зрения высокой электрической плотности трансформаторного масла.

Выполнение функции охлаждения в трансформаторном оборудовании и роли движущей среды для деталей привода выключателей, требуется невысокая вязкость масла. Иначе механизмы перегреваются, а выключатели не имеют возможности производить разрыв электродуги в положенное время.

Подбирается некий «усреднённый» вязкостный показатель для разных видов масел. Кинематическая вязкость, составляющая приблизительно 30×10-6 м2/с. Замер производится при +20 °С.

С 1997 года существует акт «РД 34.45-51.300-97» – «Объём и нормы испытаний электрооборудования», который регулирует содержание воды, воздуха, посторонних включений в масле для трансформаторных установок, имеющего плёночный или азотный протектор.

Допустимое превышение массовой доли воздуха в объёме масла равняется 0.5%, воды 0,001%. Возрастание нормальных показателей масла вызывает необходимость его регенерации или ликвидирование факторов регресса показателей.

В документе приводятся показатели, при достижении которых следует произвести полное замещение всего объёма продукта.

В трансформаторах, не имеющих плёночной защиты, и в открытых вводах массовая доля воды может составлять до 0,0025%. Регулируется также допустимое количество примесей.

Для установок, функционирующих при напряжении менее 220 кВ, класс чистоты масла должен соответствовать 11-му классу, а в установках, работающих при напряжении в сети более 220 кВ — не ниже 9-го класса. Величину пробивного напряжения трансформаторного масла учитывают до и после заливания в машины.

Оно может снижаться на 5 кВ. Допускается снижение класса чистоты продукта на 1 единицу, а повышение количества воздуха может составить максимум 0,5%.

Рассмотрим принимаемые во внимание температурные показатели для трансформаторного масла.

«Температурой застывания» называется величина, при которой загустение масла достигает степени, когда уровень застывшего масла в пробирке, наклонённой под 45 °С , на протяжении одной минуты остаётся постоянным.

Данный признак играет важную роль для масляных выключателей. Требуется, чтобы консистенция свежего масла была неизменной при -45 °С, а в южных регионах при -35 °С. Арктические сорта трансформаторных масел сохраняют свою консистенцию до -65 °С.

Но при этом до +90 °С снижается температура их вспышки.

Что же показывает нам данный признак? «Температурой вспышки» называют значение, при котором пары нагреваемого в тигле масла контаминируют с молекулами воздуха, и полученная смесь вспыхивает в присутствии открытого огня. Оговоримся, что за время вспышки масло не прогревается и не загорается. Нормальное трансформаторное масло не вспыхивает при нагреве менее, чем 135 °С.

Дальнейшее повышение температуры ведёт к возгоранию масла. Температурой воспламенения именуется такое его значение, при котором происходит воспламенение и горение масла в течение пяти секунд.

«Температура самовоспламенения» – это термин для обозначения температуры возгорания масла в закрытом тигле при наличии воздуха, но при отсутствии открытого пламени. В норме трансформаторное масло не воспламеняется при нагреве до 400 °С.

На какие ещё характеристики следует обратить внимание? 

Теплопроводность масла невелика (менее 0,14 Вт/м×К) и имеет тенденцию к снижению при изменении температуры. Теплоёмкость же растёт до 2,5кДж/(кГ×К) при повышении температуры.

При определении требуемых размеров для расширительного бака трансформаторного оборудования учитывается коэффициент теплового расширения масла, который равняется 6.5×10-4 1/К.

Читайте также  Защита от постоянных электрических и магнитных полей

Удельное сопротивление продукта снижается в процессе прогревания. Его нормальная величина составляет 5×1010 Ом×м при 90 °С. Диэлектрическая проницаемость масла подвержена минимальным колебаниям от 2,1 до 2,4. Тангенс угла диэлектрических потерь возрастает с появлением в составе посторонних примесей.

В норме, при нагреве до 90 °С, данный показатель составляет 2×10-2. Величина нормальной диэлектрической прочности масла составляет 280 Кв/см, а пробивного напряжения около 70 кВ.

Масла способны адсорбировать и выводить частички газов, что учитывается в процессе распознавании примет зарождения брака в обмотке трансформаторных установок методом хроматографии.

Как продлить время службы трансформаторного масла? 

Масла экстракласса могут бессменно эксплуатироваться около 25 лет. Но стандартный продукт приходится очищать спустя один год, по прошествии пяти лет, его следует подвергать регенерации.

Однако существует ряд процедур, продлевающих срок эксплуатации данного продукта: • Устранение контакта масла с атмосферой посредством установления маслорасширителей с поглотителями воды и кислорода, выдавливание воздуха из состава масла; • Недопущение перегревания масла в ходе эксплуатации; • Систематическое очищение масла от включений воды и шлама; • Непрерывное процеживание масла; • Ввод в состав масла противоокислительных присадок.

Каким образом восстанавливают отработанное трансформаторное масло? 

  Восстановление эксплуатационных качеств масла проводят различными способами: • Механически – когда проводят элиминацию молекул воды и частичек твёрдых примесей; • Теплофизическим – при котором производится выпаривание, перегонка масла в вакууме; • Физико-химическим – проводят коагуляцию, адсорбцию масла.

Выход масла после восстановления составляет около 90% от объёма сырья. Следовательно, отработанный продукт с успехом можно подвергать процессу регенерации один – два раза. Затем масло следует заменить полностью.

Источник: http://transformatornoe.ru/produkciya/transformatornyemasla/

Физико-химические методы оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации. Показатели состояния трансформаторного масла

При эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло не только выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды, но и является диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов может быть определено посредством своевременного контроля состояния трансформаторного масла.

Это такие дефекты, как: локальные перегревы, разряды в масле, искрение, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции. Поэтому совершенствование методов оценки различных показателей трансформаторного масла является весьма актуальной задачей.

Значительная доля существующих методов оценки состояния трансформаторного масла основана на контроле его физико-химических показателей. Часть из них позволяет оценивать состояние изоляции трансформаторов в процессе их эксплуатации.

По существующим требованиям в процессе эксплуатации силовых трансформаторов предусмотрено измерение следующих показателей масла: пробивное напряжение, содержание механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь масла, температура вспышки в закрытом тигле, кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, содержание антиокислительной присадки, газосодержание масла, хроматографический анализ растворенных газов, содержание фурановых производных.

Кислотное число — это количество едкого калия (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Данный показатель свидетельствует о содержании в масле любых кислых веществ.

Его увеличение свидетельствует об окислении масла, а это может вызывать коррозию конструкционных элементов, развитие коллоидно-дисперсных процессов и в конечном итоге ведет к снижению электрической прочности масла.

Кислоты также могут способствовать увеличению поглощения воды бумажной изоляцией.

водорастворимых кислот и щелочей свидетельствует о качестве масла. Они могут появиться как в процессе изготовления масла, так и образоваться в результате его окисления в процессе эксплуатации. Этот показатель также способствует развитию коррозии и старению бумажной изоляции.

Влагосодержание как показатель состояния масла контролируется в процессе эксплуатации.

Увеличение влагосодержания масла возможно при попадании атмосферной влаги в масло из-за неисправности или отсутствия осушителей у трансформаторов со свободным дыханием, а также из-за засасывания влажного воздуха или дождевой воды в масло у трансформаторов с принудительной системой охлаждения при ее негерметичности. Увеличение влагосодержания трансформаторного масла приводит к снижению электрической прочности масла и маслобарьерной изоляции трансформатора в целом.

Газосодержание масла в процессе эксплуатации также контролируется в трансформаторах с пленочной защитой масла от окисления для оценки его герметичности. Повышение газосодержания масла способствует более интенсивному его окислению и ухудшению электрической прочности изоляции активной части трансформатора.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет с высокой степенью достоверности диагностировать развивающиеся дефекты в трансформаторе, связанные с электрическими разрядами в изоляции и локальными перегревами. Так как при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

фурановых производных в трансформаторном масле косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции вызывают частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.

Такие физико-химические показатели, как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание и газосодержание масла являются традиционными в практике эксплуатации силовых трансформаторов на протяжении многих лет.

Применение хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции силовых трансформаторов в эксплуатации началось сравнительно недавно. Тем не менее, накоплен достаточно большой опыт применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов напряжением 110-750 кВ, для выявления дефектов в эксплуатации.

Накопленный опыт позволяет сформулировать совокупность диагностических признаков, имеющих высокую достоверность, и определить вид и характер выявляемых ими дефектов.

С помощью хроматографического анализа газов в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

  • перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова;
  • электрические разряды в масле.

Для этого определяются концентрации семи газов: водорода (Н2), метана (СH4), ацетилена (С2Н2), этилена (С2H4), этана (С2Н6), оксида углерода (СО) и диоксида углерода (СО2). Используется подразделение газов на основные (ключевые) и характерные (сопутствующие).

При перегревах токоведущих соединений и элементов конструкции остова трансформатора основным газом является С2Н4 — в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции свыше 500 °С и С2Н2 — при дуговом разряде. Характерными газами в обоих случаях являются Н2, СH4, и С2Н6.

При частичных разрядах в масле основным газом является Н2, характерными газами с малым содержанием — СН4 и С2H2.

При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н2 или С2H2, характерными газами с любым содержанием — СН4 и С2Н4.

При перегревах твердой изоляции основным газом является СО2. Следует также отметить, что сопутствующим показателем деструкции целлюлозной изоляции трансформатора является рост содержания оксида и диоксида углерода, растворенных в трансформатором масле. Наличие суммарной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции.

Нужно отметить, что при анализе состава и концентраций растворенных в масле газов в целях диагностики эксплуатационного состояния силовых трансформаторов необходимо учитывать факторы, вызывающие их изменения.

К эксплуатационным факторам, вызывающим увеличение концентрации растворенных в масле газов, относятся:

  • остаточные концентрации газов проникших во время ремонта трансформатора, если не была проведена дегазация масла;
  • увеличение нагрузки трансформатора;
  • доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;
  • проведение сварочных работ на баке и др.

К эксплуатационным факторам, вызывающим уменьшение концентрации растворенных в масле газов трансформаторов, относятся:

  • уменьшение нагрузки трансформатора;
  • дегазация масла;
  • доливка дегазированным маслом;
  • замена силикагеля и др.

Для диагностики развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:

  • критерий граничных концентраций;
  • критерий скорости нарастания газов;
  • критерий отношения пар характерных газов.

Суть методики критериев заключается в том, что выход значений параметров за установленные границы следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.

Особенность метода хроматографического анализа газов заключается в том, что нормативно устанавливаются только граничные концентрации газов, достижение которых свидетельствует лишь о возможности развития дефектов в трансформаторе.

Такие трансформаторы следует брать под особый контроль с учащенным отбором проб масла и проведением хроматографического анализа.

Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами, а степень опасности развития дефекта определяется по относительной скорости нарастания концентрации газа (газов). Если относительная скорость нарастания концентрации газа (газов) превышает 10% в месяц, то дефект считается быстроразвивающимся.

Характер развивающегося дефекта по результатам хроматографического анализа газов определяется по критериальным отношениям концентраций различных пар газов. Принято различать дефекты теплового и электрического характера. К первым относятся: возникновение короткозамкнутых контуров, повышенные нагревы изоляции, контактов, отводов, шпилек и других металлических конструкций остова и бака трансформатора.

К дефектам электрического характера относятся разряды различной интенсивности. Естественно, развитие дефекта в трансформаторе может иметь смешанный характер. Анализ существующих методик оценки характера развивающихся дефектов (теплового или электрического характера) по результатам хроматографического анализа показывает, что в них имеются значительные различия как по виду, так и по количеству используемых отношений пар газов.

Ниже приведены используемые отношения пар характерных газов основных существующих методик: Дорненбурга (Dornenburg`s method), Мюллера (Mailer's method), Роджерса (CEGB/Rogers Ratios), МЭК (IEC 60599), ВЭИ.

Методика Дорненбурга: CH2/H2, C2H2/C2H4, C2H6/C2H2, C2H2/CH4Методика Мюллера: CH4/H2, C2H4/C2H6, CO/CO2, C2H6/C2H2Методика Роджерса: CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4/C2H6, C2H6/CH4Методика МЭК: CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4/C2H6

Методика ВЭИ: CH4/H2, C2H4/CH4, C2H6/CH4, C2H2/C2H4, C2H6/C2H2, C2H4/C2H6

Читайте также  Защита однофазного электродвигателя от перегрузок

Получаемые по отношению концентраций газов признаки имеют достаточно условную диагностическую ценность, так как они ориентированы на определение характера развивающегося дефекта после превышения установленных граничных концентраций хотя бы у одного углеводородного газа или водорода. Статистический анализ показал, что наибольшую диагностическую ценность имеет методика МЭК (ГЕС 60599), которая и рекомендована к применению.

Результаты хроматографического анализа растворенных газов в масле силового трансформатора являются показаниями для проведения внеочередных измерений сопротивления изоляции обмоток, тангенса угла диэлектрических потерь обмоток, сопротивления обмоток постоянному току, потерь холостого хода, тепловизионного контроля поверхностей бака трансформатора и системы охлаждения, а также проведения хроматографического анализа растворенных газов в масле бака контактора. По совокупности результатов измерений принимается решение о проведении дальнейших мероприятий с данным трансформатором (оставить трансформатор в работе с учащенным контролем, провести дегазацию масла, вывести трансформатор в ремонт и проч.).

Источник: © Львов М.Ю., Кутлер П.П. Физико-химические методы в практике оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации: Учебно-методическое пособие. — М.: ИУЭ ГУУ, ВИПК-энерго, ИПК госслужбы, 2003. — 20 с

Источник: http://www.tdtransformator.ru/podderzhka/stati/fiziko-himicheskie-metody-ocenki-sostoyaniya-silovyh-transformatorov-v-usloviyah-ekspluatacii-pokazateli-sostoyaniya-transformatornogo-masla/

Энергетические масла

    Изоляционные масла, являясьжидкими диэлектриками, должныобеспечивать изоляцию токонесущих частейэлектрооборудования (трансформаторов,конденсаторов, кабелей и др.), служитьтеплоотводящей средой, а такжеспособствовать быстрому гашениюэлектрической дуги в выключателях. К этойгруппе масел относят трансформаторные,конденсаторные и кабельные масла и маслодля выключателей.

Трансформаторные масла

    Трансформаторные маслаприменяют для заливки силовых и измерительных трансформаторов,реакторного оборудования, а также масляных выключателей. В последних аппаратах маславыполняют функции дугогасящей среды.

Общиетребования и свойства

   Электроизоляционные свойства маселопределяются в основном тангенсом угладиэлектрических потерь. Диэлектрическаяпрочность трансформаторных масел восновном определяется наличием волокон иводы, поэтому механические примеси и вода вмаслах должны полностью отсутствовать.

Низкая температура застывания масел (-45 °Си ниже) необходима для сохранения их подвижности в условиях низких температур.

Для обеспечения эффективного отвода теплатрансформаторные масла должны обладатьнаименьшей вязкостью при температуревспышки не ниже 95, 125, 135 и 150 °С для разныхмарок.

    Наиболее важноесвойство трансформаторных масел — стабильность против окисления, т. е.способность масла сохранять параметры при длительной работе.

В России все сортаприменяемых трансформаторных масел ингибированы антиокислительной присадкой -2,6-дитретичным бутилпаракрезолом (известным также под названиями ионол,агидол-1 и др.).

Эффективность присадки основана на ее способностивзаимодействовать с активнымипероксидными радикалами, которыеобразуются при цепной реакции окисленияуглеводородов и являются основными ееносителями. Трансформаторные масла,ингибированные ионолом, окисляются, какправило, с ярко выраженным индукционнымпериодом.

    В первый периодмасла, восприимчивые к присадкам, окисляются крайне медленно, так как всезарождающиеся в объеме масла цепи окисления обрываются ингибиторомокисления. После истощения присадки масло окисляется со скоростью, близкой к скоростиокисления базового масла.

Действие присадки тем эффективнее, чем длительнееиндукционный период окисления масла, и этаэффективность зависит от углеводородногосостава масла и наличия примесей неуглеводородных соединений,промотирующих окисление масла (азотистых оснований, нафтеновых кислот,кислородсодержащих продуктов окислениямасла).

    На рисункепоказана зависимость длительности индукционного периода окислениятрансформаторного масла при одной и той же концентрации присадки от содержания в немароматических углеводородов.

Окислениепроводилось в аппарате, регистрирующемколичество поглощаемого маслом кислородапри 130 °С в присутствии катализатора (меднойпроволоки) в количестве 1 см2 поверхности на1 г масла с окисляющим газом (кислородом) встатических условиях.

Происходящее приочистке нефтяных дистиллятов снижениесодержания ароматических углеводородов,как и удаление неуглеводородных включений, повышает стабильность ингибированногоионолом трансформаторного масла.

   Международная электротехническаякомиссия разработала стандарт (Публикация296) «Спецификация на свежие нефтяныеизоляционные масла для трансформаторов ивыключателей». Стандарт предусматриваеттри класса трансформаторных масел:

    I — для южных районов (стемпературой застывания не выше -30 °С), II -для северных районов (с температуройзастывания не выше -45 °С) и III — дляарктических районов (с температуройзастывания -60 °С). Буква А в обозначениикласса указывает на то, что масло содержитингибитор окисления, отсутствие буквыозначает, что масло не ингибировано.

    В таблице приведенызаимствованные из стандарта МЭК 296 требования к маслам классов II, II А, III, III А.Масла классов I и IA в России не производят ине применяют.

Требования Международнойэлектротехнической комиссии ктрансформаторным маслам классов II, НА, III, IIIA

(Публикация 296)

Показатели Метод испытаний Требованияк классам
II и IIA III и IIIA
Кинематичес- кая вязкость, мм2/с, при температуре:40°С

ISO 3104

11,0

3,5

-30 °С 1800 — -40°С — 150 Температура,°С: вспышки в открытом тигле,не ниже

ISO 2719

130

95

застывания, невыше ISO 3016 -45 -60 Внешний вид Определяется визуально в проходящем свете при комнатной температуреитолщине 10 см Прозрачная жидкость, не содержащая осадка и взвешенныхчастиц Плотность, кг/дм3 ISO 3675

Источник: https://www.neftemagnat.ru/enc/342

Защита трансформаторного масла

Одним из самых капризных элементов масляного трансформатора является само масло. Оно должно удовлетворять ряду жестких требований.

Диэлектрическая прочность должна быть для аппаратов:

  • до 15 кВ включительно — 30 кВ,
  • от 15 до 35 кВ — 35 кВ,
  • от 60 до 220 КБ — 45 кВ,
  • от 330 до 500 кВ — 55 кВ,
  • 750 кВ — 60 кВ.

Испытания проводятся в стандартном сосуде, содержащем полусферические электроды с расстоянием 2 мм.

Кислотное число: в 1 г масла не должно быть больше 0,03 мг КОН.

Температура вспышки не должна быть ниже 135°С. Вязкость кинематическая, сСт, при 20°С — не более 30, при 50°С — не более 9.

Температура застывания не выше -50°С.

Тангенс угла диэлектрических потерь в % не более: при 20°С — 0,2%, при 70°С — 2,0%.

Здесь приведены только некоторые требования к маслу согласно ТУ 38-101-281-72. Для различных типов масел, масел разных заводов из нефти разного происхождения существуют различные нормы. Поставка свежего масла с завода обычно сопровождается соответствующим сертификатом на него.

Масло неизвестного происхождения без документов использовать ни в коем случае нельзя: во-первых, его параметры и состав могут не подходить к данным условиям; во-вторых, смешение двух различных масел, по отдельности даже очень хороших, может привести к полной потере качества смеси масел.

Основным врагом масла является влага, опасен маслу и кислород воздуха. Поэтому масло в трансформаторах отделяют от воздуха различными затворами и обезвоживают перед заливкой в трансформатор, посла заливки, а также во все время работы трансформатора.

В процессе работы трансформатор нагревается, при отключении охлаждается. Это сопровождается изменением объема масла в трансформаторе. При расширении масло вытесняется в маслорасширитель (рис.3), который соединен о верхней крышкой бака трансформатора.

Объем расширителя должен быть достаточным, чтобы принять нагретое масло.

Необходимый объем расширителя вычисляется по следующей формуле:
,
где  (м3) — объем масла в трансформаторе;
=0,0007 — температурный коэффициент расширения масла;
(°С)=65-70°С — температура горячего масла;
(°С)= -35 — -40°С — минимальная температура воздуха зимой.

Если принять перепад температур в 100-110°С, то полезный объем расширителя должен быть 7-8%, а полный объем — 8-9% объема масла в трансформаторе.

На расширителе есть маслоуказателъ в виде стеклянной трубки или прибора с круглой шкалой, кинематически связанный с поплавком внутри расширителя.

В любом случае на маслоуказателе нанесены три черты, соответствующие уровням масла при температурах -35°; +15°; +35°С.

Азотная защита трансформаторного масла

Трансформатор герметизирован полностью. Воздух заменен сухим азотом. Избыточный азот при расширении масла вытесняется в эластичную емкость (рис.4).

Объем емкости для расширения азота выбирается из расчета

(м3),

где  (т) — масса масла в трансформаторе.

Со временем масло насыщается азотом. Это не безвредно для изоляции трансформатора: при нагревании выделяются пузырьки азота, которые могут сильно ухудшить диэлектрическую прочность изоляции.

Пленочная защита трансформаторного масла

Наиболее совершенной является пленочная защита масла трансформатора. Расширитель изготавливается разъемным. Он наполняется маслом точно до разъема и накрывается маслостойкой пластиковой пленкой. Пленка собрана в складки., .При расширении масла пленка надувается пузырем, но с каким-либо газом масло в соприкосновение не приходит, и его качество (дегазованность) сохраняется полностью (рис.5).

Защита масла от увлажнения выполняется посредством термосифонных фильтров ТСФ (рис.5). ТСФ — это сосуд, наполненный адсорбентом — обычно силикагелем или алюмогелем — веществом, впитывающим в свои поры влагу, но не вступающим с ним в химическую реакцию. Когда силикагель насытится водой, его заменяют на свежий, а влажный сушат при 400-500°С.

В адсорбент добавляется 3% хлористого кобальта. Его нормальный цвет — голубой. При насыщении силикагеля влагой индикатор становится розовым. За цветом индикатора можно наблюдать через окно ТСФ.
Количество адсорбента — около 1% масла в трансформаторе. Для мощных трансформаторов — 0,75%.

Масло циркулирует через ТСФ естественным путем: горячее масло поступает сверху ТСФ и, остывая, опускается вниз, отдавая по пути влагу силикагелю.

6. Защита трансформаторного масла от окисления

Одним из врагов масла является кислород. Он разлагает масло и окисляет его. Продукты окисления ухудшают диэлектрические свойства масла.

Для защиты масла применяются антиокислителъные присадки. Применяется присадка 2,6-дитретичный бутилпаракрезол (ДБПК). Хорошие результаты даст пирамидон в количестве 0,32% массы масла. Срок службы масла увеличивается до 4-5 лет.

  • Следующая страница
  • Предыдущая страница

1701

Закладки

Источник: https://energoboard.ru/information/409/

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
Добавить комментарий