 |
|
Трансформаторное масло
Все виды повреждений, возникающие в маслонаполненном оборудовании, могут быть разделены на три группы. В первую входят медленно и быстро развивающиеся дефекты. К ним относятся такие дефекты как местный перегрев, частичные разряды, дуговые и искровые разряды, деформация обмоток. Во вторую группу входят износовые повреждения: старение, загрязнение, увлажнение, газонасыщение. Треть группа представляет собой внезапные повреждения. К ним относятся отказы, не связанные с изменением состояния оборудования и вызванные, как правило, либо дефектами изготовления, либо различного рода перегрузками при эксплуатации.
Исходя из рассмотренных видов повреждений, диагностика состояния маслонаполненного оборудования должна выявлять и идентифицировать развивающиеся дефекты и износовые процессы, определять степень их развития, оценивать ожидаемое время до отказа оборудования и выводить информацию о состоянии оборудования в удобном для оперативного и эксплуатационного персонала виде.
Рассмотрим процессы возникновения дефектов первой группы: частичные разряды в изоляции. При длительном воздействии эксплуатационных факторов (электрическое поле, изменения температуры, механические воздействия, увлажнения и т.п.) в изоляции оборудования высокого напряжения могут возникнуть ослабленные места-дефекты. Обычно такими дефектами являются газовые (воздушные) включения в твердом или жидком диэлектрике, возникшие из-за нарушения структуры изоляции (расслоения, разрыва), или из-за попадания в конструкцию газов. Электрическая прочность газов во включении ниже, чем прочность остальной части изоляции. Это создает условия для возникновения пробоя или перекрытия изоляции в месте дефекта – частичного разряда.
Частичные разряды, будучи следствием дефектов изоляционной конструкции, в тоже время являются одним из процессов вызывающих дальнейшее разрушение диэлектриков.
По определению, частичным разрядом называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами. Он возникает вследствие ионизации газа или жидкого диэлектрика и может происходить как на поверхности раздела сред, так и внутри изоляции.
Процесс возникновения и развития частичных разрядов существенно зависит как от типа применяемого диэлектрика, так и от конструктивных особенностей изоляции объекта.
Изоляция неорганического происхождения (фарфор, стекло, слюда) частичными разрядами практически не разрушается. Поэтому развитие дефекта в изоляции такого типа может быть связано лишь с побочным действием частичных разрядов (разрушение связующего лака, увеличение проводимости поверхности из-за окислов, возникающих при разрядах в воздухе).
Органическая изоляция всех типов (бумага, масло, пластики) интенсивно разрушается как самими частичными разрядами, так и побочными продуктами их действия. В конечном итоге воздействие частичных разрядов приводит к развитию дефекта и пробою (перекрытию) всей изоляции.
В процессе старения изоляция претерпевает ряд физико-химических изменений. При этом выделяются продукты разложения – твердые жидкие или газообразные вещества. Особо интенсивным это выделение бывает при некоторых видах дефектов изоляции, связанных с термическим или электрическим ее повреждением.
Изоляционное масло, являясь одним из элементов изоляционной конструкции, выполняет еще и роль теплоотводящей и защитной среды, предохраняющей твердую изоляцию от перегревов и влияния атмосферы.
Трансформаторное масло представляет собой, соответствующим образом очищенную нефтяную фракцию, выкипающую при температурах в пределах примерно 300-400 °С. При старении масло окисляется, что приводит к образованию органических кислот, растворимых в масле или создающих осадок (шлам). Выделяется так же ряд газообразных продуктов, причем интенсивность газообразования зависит от напряженности электрического поля. Увлажнение снижает электрическую прочность масла, термические воздействия приводят к крекингу – разложению углеводородов с образованием ряда газов.
Старение изоляционного масла снижает надежность всей изоляционной конструкции, так как повышенная кислотность способствует старению твердой изоляции и снижению ее механической прочности, а осаждение шлама увеличивает диэлектрические потери и ухудшает отвод тепла. Влага из масла, переходя в твердую изоляцию, усиливает в ней процессы разрушения. Наличие в масле пузырьков газа способствует развитию частичных разрядов.
Таким образом, определение физико-химических характеристик масла позволяет определить его собственную работоспособность, состояние твердой изоляции, а также изоляционной конструкции в целом.
В процессе эксплуатации трансформаторного масла выполняется сокращенный анализ масла. Сокращенный анализ масла включает определение следующих показателей качества:
внешнего вида и цвета;
наличие механических примесей и свободной воды;
пробивного напряжения;
кислотного числа;
температуры вспышки;
реакции водной вытяжки.
Как правило, при нормальной эксплуатации, когда показатели масла не приближаются к предельно допустимым значениям и не наблюдается ухудшения характеристик твердой изоляции, сокращенного анализа достаточно для контроля состояния масла и прогнозирования срока службы масла. Полный анализ масла помимо испытаний, входящих в объем сокращенного анализа, включает определение следующих показателей:
тангенса угла диэлектрических потерь;
количественного содержания механических примесей;
количественного содержания воды;
газосодержания;
наличие растворенного шлама;
содержания антиокислительной присадки ионол;
стабильности против окисления.
Полный анализ эксплуатационного масла следует проводить при приближении одного или нескольких показателей качества масла к предельно допустимому значению, а также при ухудшении характеристик твердой изоляции и интенсивном старении масла, с целью определения причин данных процессов. Полный анализ позволяет более достоверно прогнозировать дальнейший срок службы эксплуатационного масла, выявлять причины загрязнения и выбрать необходимые мероприятия по восстановлению его эксплуатационных свойств.
Испытания, входящие в объем эксплуатационного контроля, выполняются по стандартным методикам в соответствии с требованиями ГОСТа или ТУ.
Цвет трансформаторного масла определяется при рассмотрении в проходящем свете и выражается числовой оценкой, основанной на сравнении с рядом цветовых стандартов. Внешний вид масла может быть мутным, с осадками и взвешенными частицами различных загрязнений. Цвет и внешний вид не являются решающими показателями для отбраковки масла, но дают полезную информацию о проведении необходимого объема испытаний масла.
Наличие механических примесей визуально выполняют визуально, рассматривая жидкий диэлектрик в пробе или кювете при толщине слоя 10 мм в проходящем свете, определяя его цвет, наличие в нем загрязнений, прозрачность, перед осмотром пробу перемешивают встряхиванием в течении 5 минут. Результат контроля считается неудовлетворительным, если жидкость содержит видимые загрязнения, если она мутная. На основании результатов визуального контроля принимается решение о проведении дополнительных лабораторных испытаний
Пробивное напряжение является важнейшим показателем качества масла, который характеризует способность жидкого диэлектрика выдерживать электростатическое напряжение без пробоя, т.е. определяет безаварийную работу всей системы изоляции оборудования. Электрическая прочность масла определяется по ГОСТ 6581-75 «Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний» в стандартном разряднике с использованием аппаратов для испытания масла типа АИМ-80, АИМ-90. При приближении пробивного напряжения к предельно допустимому значению следует определять количественное влагосодержание масла. В лаборатории определение величины пробивного напряжения ведется в аппарате АИМ-90. Прежде, чем заполнить измерительную ячейку сосуд с пробой жидкого материала несколько раз переворачивают вверх дном с тем, чтобы содержащиеся в пробе загрязнения равномерно распределились по всему объему жидкости. Небольшим количеством жидкости ополаскивают ячейку и электроды, затем медленно заполняют ячейку, следя чтобы струя жидкости стекала по ее стенке и не образовывалось пузырьков воздуха. Температура пробы жидкости при испытаниях не должна отличаться от температуры помещения и должна находиться в пределах 15-30°С. Через 10 мин после заполнения ячейки на образец подают электрическое напряжение, плавно поднимают до пробоя и фиксируют значение пробивного напряжения. При одном заполнении ячейки жидким диэлектриком осуществляют шесть последовательных пробоев с интервалами между каждым из них, равным 5 мин. После каждого пробоя при помощи стеклянной палочки жидкость между электродами перемешивают для удаления продуктов разложения из межэлектродного пространства, не допуская при этом образования воздушных пузырьков.
 |
Величина пробивного напряжения определяется как, среднее арифметическое по формуле:
где Uпрi - величина, полученная при последовательных пробоях, n - число пробоев.
Электрическая прочность трансформаторного масла
| Напряжение электрооборудования, кВ | Предельно допустимое значение пробивного напряжения трансформаторного масла, кВ | ||
| Свежее сухое масло перед заливкой в электрооборудование | Масло непосредственно после заливки в электрооборудование | Эксплуатационное масло | |
| До15 | |||
| До35 включительно | |||
| От 60 до 150 включительно | |||
| От 220 до 500 включительно |
 |
Среднюю квадратическую ошибку среднего арифметического значения пробивного напряжения вычисляют по формуле:
 |
Кроме того, значение пробивного напряжения должно отвечать нормированному значению коэффициента вариации V, вычисленного по формуле:
Если значение коэффициента вариации превышает 20%, то в этом случае дополнительно производят еще одно заполнение испытательной ячейки порцией жидкости из того же сосуда, и проводят еще шесть определений пробивного напряжения и для расчета используют число пробоев равное 12. Если коэффициент вариации превышает 20 %, качества диэлектрика следует считать неудовлетворительным.
Кислотное число (КЧ) является основным показателем, характеризующим степень старения масла, масла содержащие смолы окисляются с образованием осадков. Кроме того, наличие агрессивных водорастворимых кислот вызывает коррозию металлических деталей и влияет на старение твердой изоляции. Определение водорастворимых кислот по ГОСТ 5985-79 «Нефтепродукты. Определение кислотного числа», методом экстракции водорастворимых кислот из трансформаторного масла этиловым спиртом, с последующим титрование раствором щелочи КОН.
Для измерения температуры вспышки применяется прибор ПВНЭ с электрическим нагревом для определения температуры вспышки в закрытом тигеле. Отбор проб масла из оборудования производится при обычном режиме работы или сразу после отключения. Перед испытанием герметичный сосуд с пробой диэлектрика выдерживают в лаборатории до приобретения жидкостью температуры помещения.
Прибор ПВНЭ установлен в вытяжном шкафу, свет затемнен экраном. Испытуемый образец продукта перед испытанием перемешивают в течение 5 минут. Заполняют тигель прибора до метки, закрывают крышкой, устанавливают в нагревательную ванну, вставляют термометр. Испытываемый образец нагревают в тигеле при перемешивании со скоростью 5-6 0С в 1 мин. Испытания на вспышку проводят при достижении температуры на 17 0С ниже предполагаемой температуры вспышки, через каждые 2 0С. За температуру вспышки каждого определения принимают показания термометра в момент четкого появления первого (синего) пламени над поверхностью продукта внутри прибора. За результат испытания принимают среднее арифметическое не менее двух последовательных определений. Полученное значение температуры вспышки округляют до целого числа. Допускается расхождение между последовательными определениями не более 6 0С. Температуру вспышки вычисляют с поправкой на стандартное барометрическое давление 760 мм. рт. ст. алгебраическим сложением определенной температуры и поправки из таблицы, или вычисленной по формуле:
Δt= 0,0362 ( 760-Р ),
где Р – фактическое барометрическое давление в мм рт.ст.
| Барометрическое давление, мм рт.ст. | Поправки, оС |
| 636 – 663 | +4 |
| 664 – 691 | +3 |
| 692 – 718 | +2 |
| 719 – 746 | +1 |
| 774 – 801 | - 1 |
Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом должно быть не более 5 0С. По результатам испытания, делается заключение о возможности заливки трансформаторного масла в электрооборудование, о пригодности к дальнейшей эксплуатации, о необходимости его регенерации или сушки..
Тангенс угла диэлектрических потерь является показателем качества масла чувствительным к присутствию в масле различных загрязнений (коллоидных образований, растворенных металлоорганических соединений и различных продуктов старения масла и твердой изоляции). Определение tgδ позволяет выявить незначительные изменения свойств масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не определяются химическими методами контроля. Характер температурной зависимости позволяет определить тип загрязнений.
Для измеренияtgδ трансформаторного масла применяется ячейка трехзажимного типа. Измерение проводят мостом переменного типа Р5026М по «прямой схеме». Минимальный объем пробы трансформаторного масла составляет не менее 50 мл. В качестве источника высокого напряжения используется устройство типа НОМ с разделительным трансформатором 220/220 В, регулировочным автотрансформатором РНО-20. Перед измерением тангенса угла, диэлектрических потерь трансформаторное масло нагревается до температуры 90 оС
Проводят два измерения, отчет значения tgδ проводят не позднее 3 минут после подачи в схему измерения высокого напряжения.
Тангенс угла диэлектрических потерь вычисляют по формуле:
tgδ = tgδ1C0 / C1 tgδ0
где tgδ1,C1 - соответственно тангенс угла диэлектрических потерь и емкость измерительной ячейки, заполненной испытуемым трансформаторным маслом;
C0 - емкость пустой измерительной ячейки.
Расхождение между результатами двух измерений не должно превышать 15% от значения большего результата, значение тангенса угла диэлектрических потерь проверяемого масла определяется как среднее арифметическое двух измерений.
| Предельно допустимое значение tgδ, % не более | |||||
| Марки масел | ГК ТУ 38.101.1025-85 | Т-1500ГОСТ 982-80 | ТКп ТУ 38.401.5849-92 | ТСп ГОСТ 10121-76 | Примечания |
| Свежего масла | 0,5 | 0,5 | 2,2 | 1,7 | |
| Свежего сухого масла перед заливкой в электрооборудование | 1,7 | 1,7 | 1,7 | 1,7 | |
| Масла, непосредственно после заливки в электрооборудование | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | |
| Эксплуатационного масла | 15/10 | 15/10 | 15/10 | 15/10 | 110кВ/220кВ |
Трансформаторные масла для повышения стабильности против окисления содержат антиокислительную присадку ионол. Понижение концентрации ионола ниже допустимого значения резко снижает стабильность масла.
Снижение температуры вспышки трансформаторного масла указывает на наличие в оборудовании дефектов, приводящих к разложению масла и образованию легковоспламеняющихся летучих фракций.
Периодичность проведения испытаний определяется классом оборудования и состоянием масла.
Трансформаторные масла по состоянию классифицируются на следующие:
свежее, поступающее с завода-изготовителя с возможными отклонениями от нормативных показателей по влагосодержанию и газосодержанию;
чистое, сухое, прошедшее обработку (очистку, осушку) из состояния «свежее», соответствующее всем нормируемым показателям и готовое к заливке в оборудование;
регенерированное, отработанное, прошедшее очистку физическим, химическим или физико-химическим методами, восстановленное до требований нормативно-технической документации и пригодное к дальнейшему применению;
эксплуатационное, залитое в оборудование, показатели которого соответствуют нормам на эксплуатационное масло;
отработанное, слитое из оборудования по истечению установленного срока службы или утратившее в процессе эксплуатации качество по браковочным показателям нормативно-технической документации.
Качество свежего масла, вновь поступившего на энергопредприятия и хранящегося в резервуарах масляного хозяйства, должно отвечать всем требованиям действующих ГОСТ и ТУ. Поступающая с завода партия трансформаторного масла должна иметь паспорт или сертификат предприятия-поставщика, в котором указываются показатели качества масла, подтверждающие соответствие требованиям ГОСТ или ТУ. Отобранная проба трансформаторного масла должна подвергаться следующим лабораторным испытаниям:
до слива из железнодорожных цистерн – сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения), а также проверяется на противоокислительную стабильность и tgd; испытание на стабильность и tgd можно проводить после слива масла из железнодорожной цистерны;
слитое в баки масляного хозяйства – сокращенному анализу;
находящееся в резерве – сокращенному анализу и проверке на пробивное напряжение.
Масла, не отвечающие требованиям ГОСТ или ТУ не допускается заливать в оборудование.
В объем сокращенного анализа масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки, визуального определения механических примесей и нерастворенной воды.
Цвет трансформаторного масла определяется при рассмотрении в проходящем свете и выражается числовой оценкой, основанной на сравнении с рядом цветовых стандартов. Внешний вид масла может быть мутным, с осадком и взвешенными частицами различных загрязнений. Цвет и внешний вид не являются решающими показателями для отбраковки масла, но дают полезную информацию о проведении необходимого объема испытаний масла. Пробивное напряжение является важнейшим показателем качества масла, который характеризует способность жидкого диэлектрика выдерживать электростатическое напряжение без пробоя, т.е. определяет безаварийную работу всей системы изоляции оборудования. Величина пробивного напряжения имеет связь с влагосодержанием и концентрацией механических примесей ( от их размера и состава). Кислотное число (КЧ) является основным показателем, характеризующим степень старения масла. Кроме КЧ степень старения характеризуют такие показатели как tgd , влагосодержание и реакция водной вытяжки (содержание водорастворимых кислот). Наличие агрессивных водорастворимых кислот вызывает коррозию металлических деталей и влияет на старение твердой изоляции, масла содержащие смолы окисляются с образованием осадков. Тангенс угла диэлектрических потерь является показателем качества масла, чувствительным к присутствию в масле различных загрязнений – коллоидных образований, растворимых металлоорганических соединений (мыл), различных продуктов старения масла и твердой изоляции. Определение tgd позволяет выявить незначительные изменения свойств масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не определяются химическими методами контроля. Характер температурной зависимости tgd позволяет определить тип загрязнения. Снижение температуры вспышки трансформаторного масла указывает на наличие в оборудовании дефектов, приводящих к разложению масла и образованию легковоспламеняющихся фракций.
Химическая защита масла от старения осуществляется с помощью ингибиторов окисления. Все отечественные трансформаторные масла, выпускаемые в настоящее время, содержат антиокислительную присадку ионол, в присутствии которой тормозятся процессы термоокислительного старения.
Отработанное масло, содержащее ионол, можно регенерировать почти всеми применяемыми способами, поскольку ингибитор нерастворим в воде, щелочи, не извлекается из масла адсорбентами.
Количество ионола в свежем трансформаторном масле зависит от марки масла и должно быть не менее 0,2% массы. При снижении концентрации ионола в эксплуатационном масле ниже предела 0,1% по массе начинается процесс интенсивного старения масла, так как при малых концентрациях ионола , он перестает работать как ингибитор(замедлитель) окисления и становиться инициатором (усилителем) окисления.
Эксплуатация трансформаторного масла с содержанием ионола ниже 0,1% массы недопустима, поэтому необходимо в процессе эксплуатации контролировать его содержание.
На основании полученных результатов лабораторных испытаний масла определяют две области его эксплуатации:
область «нормального состояния масла», когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования и при этом достаточно минимально необходимого контроля (пробивного напряжения, кислотного числа, температуры вспышки – сокращенного анализа);
область «риска», когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный и расширенный для прогнозирования срока службы и (или) восстановления эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт.