Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Определение структурно-группового состава в трансформаторных маслах

Определение структурно-группового состава в трансформаторных маслах

Д. Н. Колушев, А. В. Широков, Казанские электрические сети, филиал ОАО «Сетевая компания» И. Л. Ротберт, ОКБ «Родник» В. К. Козлов,
ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»
Свежее трансформаторное масло является неполярной жидкой смесью углеводородов, состоящей из трех групп -  ароматической, нафтеновой и парафиновой. Все физико-химические параметры, определяющие эксплуатационные свойства масел, зависят от процентного соотношения этих групп, входящих в его структурно-групповой состав (СГС) [1]. От СГС масла зависят его основные характеристики: диэлектрические свойства, газопоглощение и растворимость воды, влияющие на электрическую прочность главной изоляционной системы и потери проводимости.
Главной изоляционной системой, определяющей эксплуатационный ресурс трансформатора, является система жидкой и твердой изоляции, находящаяся во взаимовлиянии протекающих в ней процессов. Изоляционные параметры этой системы в большой степени зависят от ее влагосодержания, взаимосвязанного с состоянием внешней среды и защитой трансформатора от увлажнения. Трансформаторное масло - основной диэлектрик в этой системе, определяющий ее изоляционные качества, контактирующий с внешней средой и взаимодействующий с бумажной изоляцией.
Влагосодержание трансформаторного масла зависит от его индивидуальной способности к растворению воды, эксплуатационной температуры, времени нагрева трансформатора, степени увлажнения бумаги в твердой изоляции. Влажность масла и бумаги находится в состоянии динамического равновесия при постоянной температуре, баланс которого смещается в сторону увеличения воды в масле при повышении температуры и давления окружающей среды. Поскольку влажность масла зависит от многих факторов, определяющими среди них являются предельная растворимость воды в масле и температура, от которой она зависит.
Свежее трансформаторное масло, являясь неполярной жидкостью, очень плохо растворяет воду, которая относится к полярным веществам. Растворимость воды в масле носит индивидуальный характер и напрямую связана с СГС. Основное количество растворенной воды в свежем масле приходится на ароматическую группу углеводородов, являющуюся химически наиболее активной. Нафтеновая и парафиновая части являются нейтральными и практически не растворяют воду [1]. По содержанию ароматических углеводородов рассчитывается предел растворимости воды (предельное влагосодержание) в масле при различных температурах. Расчетное предельное влагосодержание масла при текущем значении температуры и содержании ароматической группы определяется по формуле [2]
предельное влагосодержание масла
где C(t) - предельное влагосодержание (предельная растворимость) масла при текущей температуре, г/т; СА - содержание в масле ароматических углеводородов, %; t, - текущая температура, °С.
Предельная растворимость воды растет с повышением температуры. Зная количество растворенной воды (C(t)) в масле с определенным структурно- групповым составом СА, можно рассчитать для нее точку росы или точку конденсации влаги в виде водяного тумана:

где I - точка росы для влагосодержания С(1).
Приведенные в [1, 3] методы определения СГС рассчитаны на использование для чистых, не окисленных масел, являющихся неполярными жидкостями. Поэтому формула (1) может быть применима только для свежих масел, не имеющих окисленных форм углеводородов. Появление в масле полярных веществ в результате окисления изменяет СГС, сдвигая его в сторону ароматики (см. таблицу), и увеличивает растворимость воды в масле, поскольку она является полярным веществом. Основная доля растворенной воды в окисленном масле, содержащем полярные углеводороды, приходится на процентную концентрацию окисленных форм у всех групп.
Эбуллиоскоп Свентославского
Эбуллиоскоп Свентославского
В этой связи представляются очень важными правильное определение СГС в эксплуатационных маслах и оценка содержания в них окисленных форм у всех трех основных групп. Предполагается, что растворимость воды в окисленных углеводородах существенно выше, чем в ароматической группе; для определения степени влияния продолжительности окисления на сдвиг СГС масел был поставлен лабораторный эксперимент. В качестве объекта исследования было взято свежее трансформаторное масло марки ГК, определены СГС и исходные эксплуатационные параметры. СГС проб рассчитывался по кольцевому n—d—M методу Ватермана, описанному в [3]. Молекулярная масса масла определялась эбуллиоскопом Свентославского, показанным на рисунке. Результаты экспериментов отражены в таблице:

Здесь tg 20δ - тангенс угла диэлектрических потерь при 20 °С и напряжении 2 кВ; ε20 - относительная диэлектрическая проницаемость при 20 °С; п20D - показатель преломления масла при 20 °С; Кв - коэффициент Вермана; dm - плотность масла при 20 °С, г/см3; Μ - молекулярная масса масла; tр - температура конденсации воды в масле (точка росы), °С; СА - содержание в масле ароматических углеводородов, %; Сн - содержание в масле нафтеновых углеводородов, %; Сп - содержание в масле парафиновых углеводородов, %.
Затем свежее масло подверглось окислению на водяной бане при 85 °С в присутствии меди и железа в течение 20 дней и вновь были определены СГС и эксплуатационные параметры. Как видно по результатам в таблице, наибольшую чувствительность к окислению проявило процентное содержание ароматических углеводородов. Поскольку нельзя считать полностью корректным второе определение СГС, то вклад в увеличение ароматической группы произошел за счет частичного окисления всех трех групп углеводородов. (Спектральное исследование проб масла должно показать процентный вклад каждой группы в увеличение СА у второй пробы.)
С целью исследования предельной растворимости воды в обеих пробах масло было разлито в две одинаковые герметичные банки и нагрето до температуры 70 °С на водяной бане. Затем в банки поместили по четыре небольшие одноразмерные полоски фильтровальной бумаги, смоченной в кипятке, для определения степени растворения воды. Значения точек росы в пробах определялись по наличию рассеивания светового луча взвешенными микрокаплями воды и их исчезновению при нагреве охлажденного масла до температуры окружающей среды. Обе пробы нагревались одновременно в одинаковых условиях до температуры 26 °С. Водяной туман исчез в окисленной пробе при 12 °С, а в свежем масле - при 24 °С. Таким образом растворимость воды в окисленном масле
существенно выше, чем в свежем. Примерно равновеликие порции обводнения обеих проб потребовали различных температур для своего полного растворения. Самая малая растворимость воды оказалась у свежего масла и потребовала наибольшей температуры (24 °С) для полного растворения. При одинаковом полном влагосодержании обеих проб масла водяной туман сохраняется в пробе масла с низкой растворимостью воды. С эксплуатационной точки зрения окисленное масло более безопасно в отношении возникновения пробоя при конденсации влаги в результате понижения температуры в зимних условиях.
Явление конденсации воды при различных температурах может быть отражено в виде функции предельной растворимости от температуры. Эта функция может показать степень близости к этому состоянию конденсации при текущей эксплуатационной температуре, если имеется измерительный канал для определения точки росы. Близость к состоянию конденсации очень важна в зимний период, особенно при включении трансформатора в работу. Она позволит контролировать опасное приближение к точке росы (или 100 %-му относительному влагосодержанию) при увеличении нагрузки на трансформатор и устанавливать минимальные технологические границы этой близости. Приближение к точке росы может происходить при быстром охлаждении трансформатора, когда влага не успевает уходить в бумагу твердой изоляции, или при переувлажнении бумаги, когда выходящая при нагреве вода превысила свой предел растворимости в масле и стала выделяться в нем в виде микрокапель. Растворенная вода не опасна до тех пор, пока она не сконденсируется в виде водяного тумана в «точке росы», который снижает электрическую прочность масла. Зная функцию предельной растворимости воды от концентрации ароматики, окисленных форм и температуры, можно непрерывно контролировать точку росы, проводить оценку влагосодержания масла и сравнивать ее с предельной нормой для данного класса электрооборудования при нормальных условиях (20 °С, 760 мм рт. ст.). При этом предельное значение влагосодержания при нормальных условиях не должно превышать значений, указанных для испытаний электрооборудования данного класса напряжения [4]. Если полученное текущее значение влагосодержания масла при эксплуатационной температуре меньше, чем предельное расчетное влагосодержание данного масла при нормальных условиях, то степень обводнения масла за счет выхода влаги из бумажной изоляции далека от критической.
Последние лабораторные исследования масел с различными условиями и сроками эксплуатации показывают, что качество изоляционного масла определяется главным образом наличием полярных веществ и количеством физически связанной с ними воды, дающей электрофоретическую проводимость диэлектрика в условиях конденсации. Для оценки содержания в масле полярных веществ используется значение коэффициента Вермана
Кв = ε- n2β.                                                                                                                    (3)
Если Кв, не превышает значения 0,05, то содержание полярных окисленных углеводородов не угрожает выпадением кислого шлама на бумажные обмотки твердой изоляции. В настоящем эксперименте Кв = 0,004. Для выпадения шлама значение коэффициента явно недостаточно, однако возникает увеличение растворимости воды, которое в точке росы приводит к опасности пробоя изоляции. В данном случае значение Кв в пределах ошибки измерения и не подтверждается визуальным наблюдением изменения цвета масла. Цвет масла в обеих пробах на глаз абсолютно идентичен. Только спектральные методы исследования могут на ранней стадии обнаружить появление в масле опасных для ресурса изоляции продуктов окисления, увеличивающих растворимость воды.
В отличие от величины Кв определение соотношения групп в СГС масла более чувствительно к появлению окислов, но для их детектирования требуется знание исходного значения СА для свежезалитого масла.
Настоящий эксперимент будет продолжен до появления шлама в масле. Но уже сейчас можно сделать некоторые предварительные выводы по первым результатам:

  1. Окисление масла существенно увеличивает ароматическую группу при сдвиге СГС.
  2. Предположение о вхождении в группу СА всех окисленных углеводородных форм будет проверено оптическими методами при исследовании спектров масляных проб.
  3. Вычисленный размер коэффициента Вермана не показывает существенного роста количества окисленных углеводородов (в отличие от сдвига СГС, который по СА изменился почти в 2 раза). Тем не менее коэффициент Вермана более чувствителен к наличию окисленных форм углеводородов, чем кислотное число масла.
  4. СГС более чувствителен к наличию в масле окисленных форм углеводородов, чем коэффициент Вермана и тем более кислотное число, традиционно определяемое в лабораториях при контроле качества масла.
  5. Растворимость воды в масле невелика и полностью связана с концентрацией в нем ароматических и окисленных углеводородов. Определение функции предельной растворимости воды от температуры позволит контролировать возможность опасного обводнения масла и твердой изоляции и своевременно производить требуемые профилактические мероприятия.
 
« Определение остаточных усилий прессовки обмоток трансформаторов   Опыт эксплуатации и ремонта шунтирующих реакторов 500 кВ »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.