Обработка трансформаторного масла - Основные свойства трансформаторного масла

В соответствии с назначением трансформаторного масла (электроизоляционный материал, теплоотводящая и дугогасящая среда, а также среда, защищающая твердую изоляцию от проникновения в нее влаги и воздуха) к нему предъявляют требования, которые отражены в технических условиях (табл. 2). Полному физико-химическому анализу (проверка по всем показателям технических условий) должны подвергаться все свежие трансформаторные масла до заливки их в оборудование. Масло, залитое в оборудование, проверяется в объеме сокращенного анализа, в который входят следующие определения: кислотное число, реакция водной вытяжки, наличие воды и механических примесей, температура вспышки, пробивное напряжение. Определение тангенса угла диэлектрических потерь и последовательность отбора проб масла для анализа в процессе монтажа определяются инструкциями завода — изготовителя электрооборудования.
Во время работы трансформатора свойства масла ухудшаются под влиянием повышенной температуры, кислорода воздуха, электрического поля, металлов и материалов твердой изоляции. Основным процессом, определяющим изменение свойств масла, является его  окисление.

Таблица 2
Нормы на трансформаторные масла

Продолжение табл. 2

По современным представлениям окисление углеводородов масла происходит по цепному радикальному механизму с образованием в качестве промежуточных продуктов свободных радикалов и гидроперекисей. Предполагается, что радикал (углеводородный радикал — углеводород, от которого отнят один или большее число атомов водорода) соединяется с молекулой кислорода и образует перекись, последняя, взаимодействуя с исходной молекулой углеводорода, образует свободный радикал и неустойчивую молекулу гидроперекиси, которая, разлагаясь, образует дополнительное количество радикалов, и окислительная цепь приобретает разветвленный характер.
Процесс окисления масла протекает не только на поверхности раздела масло — воздух, но и во всем объеме масла за счет растворенного в нем воздуха. При давлении 1 кгс/см² в масле растворено около 10—11% воздуха по объему. Поэтому вопрос дегазации масла при монтаже оборудования высокого напряжения имеет большое практическое значение.
В начальный, так называемый индукционный период окисления видимых изменений в масле не происходит. Затем наблюдается рост кислотного числа. Следующей стадией окисления является образование продуктов глубокого окисления — осадков, нерастворимых в масле.
Так как в окисленном масле не вся масса углеводородов вступила в реакцию с кислородом, то после удаления продуктов окисления масло пригодно к эксплуатации. В продуктах окисления трансформаторного масла всегда находится некоторое количество мыла, что приводит к увеличению тангенса угла диэлектрических потерь окисленного масла. Мылами называются соли органических кислот с какими-либо металлами, в данном случае с медью и железом. В трансформаторном масле может содержаться до 0,002% меди и до 0,001% железа в виде соответствующих солей. Для придания трансформаторному маслу большей стойкости против окисления в него вводятся присадки. Однако присутствие мыла снижает восприимчивость масла к присадкам. В качестве антиокислителей для трансформаторного масла рекомендуется применять соединения фенольного характера, содержащие аминную группу (NH2), серу и фосфор. Наибольшее распространение получил ионол (2,6-дитретичный бутил-4-метилфенол). В присутствии ионола в масле длительное время практически не образуется осадка. Ионол эффективно задерживает окисление даже при облучении ультрафиолетовыми лучами, поэтому может применяться в маслонаполненных вводах со стеклянными расширителями. В электрическом поле ионол не снижает газостойкости масла.
Во время работы высоковольтного маслонаполненного оборудования в результате воздействия электрического поля скорость окислительной реакции значительно увеличивается. Для изучения этого вопроса разработан прибор, имитирующий условия работы трансформатора (рис. 3). Проведенные испытания показали, что в электрическом поле в масле образуется в 4—5 раз больше воды, чем при тех же условиях, но без электрического поля, а частицы осадка имеют большие размеры [Jl.ll]. При этом осадок накопляется в зоне максимальной напряженности электрического поля, что ухудшает процесс теплоотдачи и, следовательно, ускоряет старение твердой изоляции. В электрическом поле значительно быстрее растет значение tgδ масла. Особенно резко это проявляется у высокоароматизированных масел. Кроме того, в электрическом поле может произойти первичное образование газа в трансформаторе за счет разложения воды, находящейся в изоляции.

Рис. 3. Прибор для окисления масла в электрическом поле.
1 — нижняя часть прибора; 2 — верхняя часть прибора; 3 — крышка термостата; 4 — уровень теплоносителя; 5 — наружный электрод; 6 — внутренний электрод; 7 — уровень испытуемого масла при окислении в электрическом поле; 8 — уровень масла при воздействии ионизированной газовой среды; в — место размещения катализатора.
В переключающих устройствах трансформаторов по мере увеличения числа переключений падает электрическая прочность масла, снижается температура вспышки,
растет количество осадка. Накопление последнего идет за счет крекинга масла, а не за счет окисления, так как кислотное число при этом повышается незначительно.
В практической работе диэлектрические свойства масла характеризуются двумя показателями: пробивным напряжением и тангенсом угла диэлектрических потерь. Если приложенное к диэлектрику напряжение постепенно повышать, то при достижении определенной величины сопротивление диэлектрика сразу упадет до нуля. Это критическое напряжение, при котором диэлектрик становится проводником, определяет электрическую прочность масла (кВ/см). Напряжение, при котором происходит пробой масла в стандартном разряднике, называется пробивным напряжением (кВ). Чистое сухое трансформаторное масло независимо от его химического состава имеет достаточно высокое пробивное напряжение (более 60 кВ).

Явления, происходящие при пробое трансформаторного масла, во многом сходны с пробоем в воздухе. В однородном электрическом поле наблюдается пробой в виде искры. В резко неоднородном поле вначале происходит частичное разрушение диэлектрика в области наиболее высокой напряженности поля; первоначально возникает так называемая корона и лишь при дальнейшем повышении напряжения наступает искровой пробой всего промежутка. Искра в масле, как и в воздухе, может перейти в дугу. Однако в деталях явления пробоя в масле протекают отлично от явлений пробоя в воздухе. При пробое в масле в сравнительно однородном поле при ступенчатом приложении напряжения на некоторой ступени наступает пробой в виде единичной искры, перекрывающей весь промежуток. Пробой может не повториться даже при большем времени воздействия и некотором повышении напряжения. Пробой в виде часто следующих друг за другом разрядов или в виде дуги устанавливается только при напряжении, значительно превосходящем напряжение первичной искры. Подобные явления в воздухе при давлении 1 кгс/см², как правило, не происходят. В неоднородном электрическом поле получить сплошную корону в виде светящейся оболочки трудно, так как коронный разряд в масле представляет собой ряд беспокойных (то возникающих, то пропадающих) незавершенных искр, длина которых зависит от величины приложенного напряжения.

Это явление имеет сходство с незавершенными разрядами в воздухе, возникающими между электродами с относительно большим радиусом закругления.
При номинальном напряжении трансформатора явление короны недопустимо, так как может привести к порче масла и твердых изоляционных материалов, находящихся вблизи к очагу короны.
В недегазированном масле всегда содержится растворенный газ, под действием приложенного напряжения он собирается в маленькие пузырьки. Кроме того, за счет выделяющегося при разряде тепла происходит испарение трансформаторного масла. Таким образом, путь разряда в масле включает не только жидкую, но и газообразную фазу, что способствует развитию разряда. Если пробой происходит под действием короткого импульса, то вероятность перехода искры в устойчивую дугу мала и масло в промежутке между электродами частично восстанавливает первоначальную электрическую прочность. Образовавшиеся в результате разложения масла разрядом частицы угля и пузырьки газа рассеиваются во всем объеме масла и могут не оказать существенного влияния на его дальнейшую электрическую прочность.
Электрическая прочность трансформаторного масла резко снижается при загрязнении и особенно при увлажнении. Под действием электрического поля частицы загрязнений и капель воды образуют цепочки вдоль линий силового поля. Для перекрытия такой цепочки требуется значительно меньшее напряжение, чем для разряда в чистом масле.
Вода в масле может находиться либо в виде раствора, либо в форме эмульсии, т. е. капелек диаметром около 10 мк, или в виде отстоя на дне резервуара с маслом. Растворенная вода не влияет на электрическую прочность масла. Водный отстой сам тоже не может влиять на электрическую прочность. Резкое падение пробивного напряжения наблюдается в масле, содержащем воду в виде эмульсии. Но при изменении температуры вода из растворенного состояния и из отстоя может перейти в масло в виде эмульсии. Поэтому содержание растворенной воды в масле должно быть не более 0,001%, а наличие водного отстоя недопустимо.
При загрязнении масла гигроскопическими частицами, например волокнами твердой изоляции, влияние  влаги будет еще более значительным. Влага пропитывает волокна, чем повышает их электропроводность и способствует образованию цепочек вдоль линий электрического поля.
Величина разрядного напряжения является функцией времени. В жидких диэлектриках при продолжительности действия напряжения менее 10 мкс наблюдается увеличение разрядного напряжения, что объясняется запаздыванием развития искрового разряда. При времени, большем 104 мкс, разрядное напряжение снижается, в этом случае проявляется влияние примесей. Образование цепочек частиц, которые снижают электрическую прочность масла, происходит относительно медленно. Поэтому примеси, в том числе и влага, практически не влияют на электрическую прочность масла при грозовых импульсах.
Пробивное напряжение жидких диэлектриков характеризуется довольно большим разбросом значений пробивного напряжения относительно средних значений. Такой разброс при повторных пробоях связан с хаотическим характером процесса построения частиц примесей в цепочки вдоль линий электрического поля. Чем больше примесей в масле, тем значительнее разбpoc величин пробивного напряжения. Так, неочищенное масло имеет разброс пробивного напряжения 30—50%, после очистки разброс может снизиться до 5—10%.

Из-за значительной разницы в размерах молекул воды и углеводородов, составляющих трансформаторное масло, растворимость воды в нем очень мала. Этому способствует и то, что молекулы воды имеют значительно больший дипольный момент, чем молекулы масла. Суммарное поле межмолекулярных сил, создаваемое этими двумя типами молекул, препятствует растворению воды в масле. Однако несмотря на это, трансформаторное масло способно растворять воду не только при непосредственном соприкосновении, но и поглощать ее из окружающего воздуха. При равных условиях гигроскопичность трансформаторного масла зависит от их химического состава и возрастает с повышением содержания в них ароматических углеводородов. Присутствие в маслах полярных примесей (спиртов, кислот, мыл и т. п.) также повышает гигроскопичность масел, при этом нарушается линейная зависимость поглощающей способности масел от влажности окружающего воздуха.
Поэтому загрязненные или недостаточно очищенные масла очищать труднее.
Величина пробивного напряжения масла зависит от загрязнения масла водой, воздухом, волокнами или какими-либо другими примесями; от формы электродов и расстояния между ними; характера приложенного напряжения (постоянное, переменное, импульсное). Для получения сравнимых результатов пробивное напряжение определяют переменным напряжением при частоте 50 Гц и расстоянии между электродами 2,5 мм. Форма электродов показана на рис. 4.
Температурная зависимость электрической прочности трансформаторного масла при частоте переменного тока 50 Гц имеет сложный характер. Большинство исследователей отмечает рост электрической прочности в области как положительной, так и отрицательной температур. Максимум лежит в интервале +60-=-+80° С, минимум около +5° С. При повышении температуры вода из эмульсионного состояния частично переходит в растворенное, в результате чего электрическая прочность масла повышается. При более значительном повышении температуры начинается испарение воды и некоторых компонентов масла, что приводит к понижению электрической прочности. При снижении температуры до +5° С почти вся находящаяся в масле вода переходит в эмульсионное состояние, поэтому величина электрической прочности имеет в этой точке минимальное значение. При дальнейшем снижении температуры вода вымерзает и электрическая прочность повышается.
Для абсолютно сухого масла максимум пробивного напряжения при повышении температуры отсутствует. Но практически чистое сухое трансформаторное масло всегда содержит некоторое количество воды и газа, поэтому для него характерна указанная выше температурная зависимость величины пробивного напряжения.

Рис. 4. Форма электродов для определения пробивного напряжения.
В резко неоднородном электрическом поле с ростом температуры наблюдается небольшое снижение пробивного напряжения. Так, при повышении температуры с 20 до 90° С пробивное напряжение падает примерно на 10%. В однородном поле наблюдается рост пробивного напряжения, доходящий до 60% при повышении температуры от 20 до 60° С. При дальнейшем повышении температуры пробивное напряжение начинает падать. Но даже при максимально допустимой рабочей температуре в трансформаторе масло будет иметь величину пробивного напряжения примерно на 30% больше, чем при 20° С.
При импульсных воздействиях в неоднородном и однородном полях отмечается слабое систематическое снижение пробивного напряжения с ростом температуры. Как уже указывалось выше, примеси влаги и волокон при импульсах имеют малое влияние на электрическую прочность масла.
Особенности температурной зависимости пробивного напряжения следует учитывать при оценке работы масляной изоляции [Л. 19].
Наличие газа в масле играет значительную роль в процессе пробоя. При понижении давления пробивное напряжение недегазированного трансформаторного масла понижается.
Существует три группы теорий, объясняющих пробой в жидких диэлектриках:
тепловые, объясняющие пробой образованием газового канала между электродами в результате кипения самого диэлектрика в местах повышения температуры из-за неоднородности поля или за счет тепла, выделившегося при трении движущихся в электрическом поле ионов;
газовые, которые источником пробоя считают пузырьки газа, находящегося в жидком диэлектрике;
химические, объясняющие пробой как результат химической реакции, протекающей в диэлектрике под действием электрического разряда в пузырьке газа.
Общим в этих теориях является то, что во всех случаях пробой происходит в газовом канале.
Существует теория (Р. А. Липштейн и Е. Н. Штерн), что в жидком диэлектрике паровой канал образуют низкокипящие примеси. При концентрации примесей, недостаточной для образования «газового канала», пробой может произойти по следующим причинам: при заданием напряжении, но более длительной экспозиции за счет вовлечения большего количества примесей в пространство между электродами; при более высоком напряжении за счет тепла проводимости и отрыва полярных частиц примесей, десорбированных с поверхности электродов.
Процессы удаления влаги из масла и поглощения ее маслом протекают с определенной скоростью и зависят от толщины слоя масла, площади поверхности соприкосновения масла с водой или воздухом, соотношения упругости паров масла и окружающей среды и температуры. На рис. 5 показана зависимость способности масла поглощать воду от влажности окружающего воздуха [JI. 11].
Следует отметить, что предохранить твердую изоляцию от увлажнения можно только при полной герметизации трансформатора. Трансформаторное масло в значительной мере замедляет, но не исключает этот процесс, так как само масло гигроскопично.

Рис. 5. Растворимость воды в трансформаторных маслах при различных значениях относительной влажности воздуха.
Электрическая прочность не является постоянной величиной, характеризующей свойства масла, а зависит от ряда факторов, поэтому в технических условиях на трансформаторное масло она не нормируется.
Тангенс угла диэлектрических потерь. Если к диэлектрику приложить переменное напряжение, то поляризация его будет изменяться с изменением величины и знака этого напряжения. Если скорость поляризации превышает скорость изменения знака напряжения то при перемене знака напряжения часть энергии, затраченная на поляризацию, возвратится к источнику энергии. Когда скорость поляризации отстает от изменения знака напряжения, часть энергии не возвращается к источнику, а рассеивается в веществе в виде тепла. Кроме того, энергия внешнего поля частично затрачивается на взаимодействие с электрически заряженными частицами диэлектрика, находящимися в тепловом движении. Суммарная мощность потерь в диэлектрике, рассеиваемая при приложении к нему переменного напряжения, называется диэлектрическими потерями. Диэлектрические потери обусловливают наличие активной составляющей тока (/а), проходящего через диэлектрик, что служит причиной сдвига фаз между напряжением и током, который отличается от 90° на угол б (рис. 6). Угол 6 называется углом диэлектрических потерь. Чем больше угол б, тем больше рассеиваемая в диэлектрике мощность и тем хуже диэлектрик. Полные потери е диэлектрике выражаются формулой [Л. 12]:

где U — напряжение, приложенное к диэлектрику; Сх — емкость диэлектрика; /с — реактивная составляющая тока.
Величина полных потерь зависит от различных факторов. состояние изоляции характеризуется лишь величиной ig 6:

Рис. 6. Векторная диаграмма тока, проходящего через диэлектрик.
Величину tgδ обычно выражают в процентах, tgδ % = 100 tgδ. С повышением температуры и увлажненности диэлектрика диэлектрические потери возрастают. С понижением частоты приложенного напряжения, как правило, диэлектрические потери тоже увеличиваются. От размеров электродов tgδ почти не зависит, так как с изменением размеров пропорционально изменяется и емкость, а следовательно, и величины реактивной и активной составляющих тока, проходящего через диэлектрик.
В жидком диэлектрике диэлектрические потери могут вызываться проводимостью и дипольными потерями. Проводимость проявляется как движение электрических зарядов соответственно направлению электрического поля. Смещение зарядов и Поворот диполей проявляются как поляризация. Для трансформаторного масла величину поляризации можно во внимание не принимать. Экспериментально доказано, что в интервале температур +20-—-100  С поляризация трансформаторного масла не происходит [Л. 11].
Диэлектрические потери вызываются ионной и электрофоретической проводимостями, т. е. движением электрических зарядов соответственно направлению электрического поля.
Вода, образующая в масле истинный раствор, практически не увеличивает tgδ 8, но присутствие даже незначительного количества воды в виде эмульсии резко увеличивает tgδ 8 (рис. 7). Содержание в масле обезвоженных кислот (муравьиной, уксусной, масляной), альдегидов, спиртов, фенолов, крезолов и перекисей в концентрации до 0,5% по массе не увеличивает tgδ масла. При концентрации этих веществ выше указанной tgδfi- масла резко увеличивается. Вещества, находящиеся в масле в коллоидном состоянии (мыла, асфальто-смолистые вещества и кислые продукты), резко повышают tgδ 8 (рис.. 8) [Л. 11].
В маслах, залитых в оборудование и эксплуатационных маслах повышение tgδ 8 может быть вызвано растворением в масле части компонентов изоляционных лаков, присутствием мыла, которое образуется в результате взаимодействия кислых продуктов старения масла с металлами трансформатора, образованием в процессе старения кислых шламообразных продуктов.
Отдельно следует отметить вопрос повышения tgδ (у свежих трансформаторных масел, залитых в импортное оборудование. Например, трансформаторная группа напряжением 500 кВ производства французской фирмы «Савуазьен» была залита трансформаторным маслом на месте монтажа. Пробы масла из маслобаков и затем изо всех трех фаз непосредственно после заливки имели tgδ при 20 и 70° С соответственно 0,25 и 1,8%. Все остальные показатели отвечали требованиям действующего в то время ГОСТ 982-56. Монтаж трансформаторов начался через 4 мес. после заливки
их маслом. Пробы масла из всех трех фаз имели tgδ 1,5% при 20° С и 4% при 70° С, натровая проба равнялась 4 баллам. После прогрева пробы этого масла из нее выделились некоторое количество смолистого вещества темно-коричневого цвета и точечные включения. Все остальные показатели масла практически не изменились (данные автора).

Рис. 7. Зависимость tgδ трансформаторного масла из эмбенских нефтей от наличия в нем влаги.
Снизить tgδ трансформаторного масла можно путем адсорбционной очистки силикагелем, окисью алюминия и лучше всего отбеливающими землями.
Причины, приводящие к повышению tgδ в трансформаторном масле и в твердой изоляции трансформатора, различны. Так, например, кислоты, перекиси, адсорбированные на твердой изоляции, являются основной причиной повышения tgδ. Эти же вещества, растворенные в масле в концентрации не выше предельной (0,5%), практически не влияют на величину tgδ. Вместе с тем коллоидные вещества, которые являются основной причиной повышения проводимости трансформаторного масла, а следовательно, и увеличения tgδ, мало влияют на величину tgδ твердой изоляции трансформатора.

О 0,1  0,5
Содержание смол, % мне.
Рис. 8. Зависимость tgδ масла от концентрации смол.
— масло из эмбенских нефтей;
— масло из анастасиевской нефти.
Потери тепла, вызываемые высокой проводимостью масла, очень малы по сравнению с общими тепловыми 
потерями в трансформаторе. Однако этой величиной нельзя совсем пренебрегать, так как в трансформаторе есть места, где напряженность электрического поля повышенна, а масло циркулирует плохо. Здесь может произойти повышение температуры, что приведет к ускорению процесса старения как жидкой, так и твердой изоляции трансформатора. Образующиеся при этом продукты старения масла вызывают дальнейшее повышение tgδ масла и твердой изоляции. Эти процессы ведут к местным перегревам и в конечном итоге могут быть причиной пробоя.
При монтаже трансформаторов неоднократно имели место случаи, когда приходили к ошибочному заключению об увлажнении трансформатора на основании ухудшения характеристик изоляции трансформатора по сравнению с заводскими данными. Работа, проведенная Ф. Я- Левиным во ВНИИЭ, показала, что около 35% случаев ухудшения характеристик изоляции трансформаторов на монтаже вызвано тем, что значение tgδ 8 масла, примененного на монтаже, превышает tgδ масла, примененного на заводе, и что tgδ изоляции трансформатора и отношение емкостей С2/С50 связаны с tgδ заливаемого в трансформатор масла следующей зависимостью-
где tgδf, (Сг/С5о)1 — характеристики изоляции трансформатора, замеренные на заводе; tgδ2; (С2/С50)2 — характеристики изоляции трансформатора, замеренные  на монтаже; tgδMi; tgδМ2 — характеристики масла, замеренные на заводе и на монтаже.
Во избежание ошибки, которая повлечет за собой- неоправданные расходы и задержку монтажа, необходимо проверить, отличается ли величина tgδ подготовленного для заливки масла от заводских данных.
Для заводов, производящих трансформаторное масло, tgδ является основным показателем, характеризующим масло как электроизоляционный материал.
Растворимость газов в трансформаторном масле. При нормальных условиях трансформаторное масло может растворить довольно большое количество воздуха (10% объема масла). Растворимость газа в масле характеризуется коэффициентом абсорбции (объем газа в единице объема масла при нормальных условиях) или коэффициентом растворимости, выраженным в объемных процентах.

Pис . Зависимость растворимости газов в трансформаторном масле от температуры,
1 — воздух; 2 — азот.
Растворимость в трансформаторном масле водорода и азота с повышением температуры от +20 до +80° С растет, кислорода — несколько снижается, углекислого газа — снижается значительно. При растворении в трансформаторном масле воздуха соотношение газов, составляющих воздух, меняется. Так, воздух содержит 78% азота и 21% кислорода (проценты объемные), растворенный же в масле воздух содержит 69,8% азота и 30,2% кислорода. Зависимость растворимости газа в масле от температуры показана на рис. 9. Растворимость воздуха в масле в значительной степени зависит от давления (рис. 10).

Рис. 10. Растворимость воздуха в трансформаторном масле при различных давлениях.
Вопросы растворения в трансформаторном масле газов и дегазация масла имеют большое практическое значение. Так, масло, заливаемое в трансформаторы напряжением 750 кВ, может содержать не более 0,15% воздуха по объему, а трансформаторное масло, примененное для охлаждения статора генератора ТВМ-300, должно содержать не более 0,07% воздуха по объему.

Температурные и вязкостные свойства трансформаторного масла. Во время работы трансформатор нагревается вследствие потерь электроэнергии в сердечнике и обмотках. Способность масла отводить это тепло зависит от теплоемкости, теплопроводности и вязкости масла (табл. 3) [JI. 9].
Таблица 3
Теплоотводящие свойства трансформаторного масла

Чем меньше вязкость масла, тем больше его подвижность и, следовательно, тем быстрее будет происходить отвод тепла от обмоток трансформатора. Масло, заливаемое в масляные выключатели, также должно быть как можно более подвижным. Если вязкость масла будет велика, то при размыкании контактов горение дуги затянется. Такое нарушение работы может привести к аварии.
Когда жидкость течет, молекулы ее трутся друг о друга. Это трение создает сопротивление перемещению жидкости. Величина этого сопротивления есть вязкость жидкости. Различаются три вида вязкости, каждый из которых определяется своим методом.
Динамическая вязкость (абсолютная вязкость) выражается в ньютонах (Н). Определение динамической вязкости производят для научно-исследовательских работ.
Кинематическая вязкость или удельный коэффициент внутреннего трения — отношение динамической вязкости при данной температуре к плотности. Единица кинематической вязкости 10-4 см²/с. Кинематическая вязкость определяется при расчетах маслопроводов, насосов, трения подшипников и вместе с условной  вязкостью принята для характеристики вязкости трансформаторных масел.
3) Условная вязкость (размерности не имеет) — отношение времени истечения масла (200 мл) из вискозиметра типа ВУ при температуре испытания к времени истечения такого же объема воды (дистиллированной) при температуре 20° С.
Для нормальной работы маслонаполненного оборудования в условиях низких температур важно, чтобы кривая, характеризующая зависимость вязкости масла от температуры, была возможно более пологой. При положительных температурах температурный градиент вязкости (отношение изменения вязкости при переходе от одной температуры к другой к разности этих температур) для различных масел не превышает 1 • 10-4 м²/с-°С. При отрицательных температурах он имеет следующую зависимость:

Резкое повышение вязкости масла при температуре, близкой к температуре застывания, связано с аномалией вязкости, которая вызывается тем, что при низкой температуре из масла начинает выделяться в виде твердой фазы часть углеводородов. Аномалия вязкости обычно наблюдается на 3—5° С выше температуры застывания масла. Вязкость масла при низкой температуре определяет работоспособность масляных выключателей и устройств для переключения трансформаторов под нагрузкой.
Принятый в технических условиях показатель — температура застывания масла — только ориентировочно характеризует подвижность масла при минусовых температурах. Температурой застывания масла называется температура, при которой испытуемое масло в условиях опыта (ГОСТ 1533-42) загустевает настолько, что при наклоне пробирки с маслом под углом 45° уровень масла остается неподвижным в течение 1 мин.
Во время работы трансформатора по мере испарения из масла более легких фракций пропорционально времени эксплуатации вязкость медленно увеличивается и повышается температура вспышки масла.
Температурой вспышки называется температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом тигле, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Примеси легких фракций нефти резко снижают температуру вспышки масла. Например, примесь 0,5% бензина снижает температуру вспышки масла со 180° С до 80° С. Для того чтобы обезопасить работу в пожарном отношении, трансформаторное масло должно иметь температуру вспышки не ниже 135° С. Если трансформаторное масло имеет температуру вспышки ниже нормируемой в технических условиях, то это указывает на неправильный разгон нефти, т. е. производственный брак, или, что значительно чаще, на загрязнение масла бензином или керосином. Кроме того, понижение температуры вспышки может быть вызвано разложением масла при аварии трансформатора, когда возникают очень высокие температуры.
Необходимо следить за изменением температуры вспышки в процессе обработки масла во время монтажа трансформаторов. При падении температуры вспышки на 5° С и больше по сравнению с исходной величиной масло нельзя допускать к эксплуатации. Следует найти и устранить причину, вызывающую понижение температуры вспышки. Если снижение температуры вспышки будет составлять 1—2° С, то этот показатель можно восстановить путем обработки масла под возможно более глубоким вакуумом при температуре 50—60° С. Для этой цели могут быть применены центрифуги с вакуумным устройством или установки дегазации масла, при применении последних остаточное давление может составлять 1—2 мм рт. ст.
Не следует путать температуру вспышки с температурой воспламенения масла. Температурой воспламенения называется температура, при которой масло, нагреваемое в открытом тигле со скоростью 4° С/мин, загорается при поднесении к нему открытого пламени и продолжает гореть не менее 5 с.
Кислотное число и реакция водной вытяжки. После очистки масляных дистиллятов в масле всегда остается некоторое незначительное количество органических кислот, что обусловливает начальную кислотность трансформаторного масла. Количество кислот в масле выражается кислотным числом и определяется количеством едкого калия (мг), необходимым для нейтрализации кислот, содержащихся в I г масла. Помимо определения общей, кислотности необходимо проверить масло на наличие в нем наиболее активных низкомолекулярных кислот. Ввиду большой агрессивности низкомолекулярных кислот наличие их в масле не допускается. Низкомолекулярные кислоты растворяются в воде, поэтому определения производят в водной вытяжке из масла (реакция водной вытяжки). В маслах кислотно-щелочной очистки вследствие гидролиза мыл или из-за недостаточно тщательной отмывки может оказаться щелочь, кроме того, возможны и загрязнения, поэтому водную вытяжку из масла проверяют и на наличие в ней щелочи.
В процессе эксплуатации количество кислот в масле постепенно растет. Чем медленнее идет процесс, тем стабильнее масло. Стабильность масла характеризует способность масла противостоять окислительному воздействию кислорода воздуха при повышенной температуре. Стабильность масла по методу ВТИ определяется:
содержанием в масле водорастворимых кислот (летучих и нелетучих) после окисления масла в легких условиях, отвечающим начальной стадии окисления (температура 120° С, время окисления 6 ч при прохождении через масло воздуха со скоростью 50 мл/мин);
кислотным числом и количеством осадка в масле после искусственного глубокого старения (общая стабильность).
При определении общей стабильности создаются более тяжелые условия окисления— 14 ч при 120° С, причем через масло пропускают кислород со скоростью 200 мл/мин.
Натровая проба определяет степень очистки трансформаторного масла. Метод основан на воздействии раствора едкого натра на масло при подогреве, последующем отделении щелочной вытяжки и подкислении ее соляной кислотой. Величина натровой пробы связана со значением tgδ. Чем лучше очищено трансформаторное масло, тем выше его диэлектрические свойства. Малому значению натровой пробы (не более 1 балла) соответствует и низкая величина tgδ.
Коррозийные свойства трансформаторного масла. Коррозия металлов приводит в первую очередь к образованию мыл, которые ускоряют процесс окисления масла и повышают диэлектрические потери. Из металлов, применяемых в трансформаторостроении (углеродистая и кремнистая стали, медь, алюминий, бронза, оловянно-свинцовые сплавы), наиболее сильно подвергается коррозии в масле медь. Наличие в масле воды увеличивает коррозирующие свойства. В трансформаторных маслах, имеющих повышенную способность к коррозии, наблюдается высокий tgδ.
Между содержанием серы в трансформаторных маслах и коррозирующей агрессивностью определенной зависимости не установлено. Механизм коррозии, вызванной сернистыми соединениями, представляется так: сернистые соединения образуют с металлами комплекс в виде тончайшей пленки на поверхности металла, что временно предохраняет его от дальнейшего разрушения. Постепенно эта пленка под действием продуктов окисления масла и температуры разрушается и смывается.
Снизить коррозию можно путем покрытия поверхности металла защитной пленкой. Для этой дели в трансформаторах применяются специальные лаки.
Необходимо четко усвоить основные свойства и характеристики трансформаторного масла, тогда будет ясен смысл анализа и обеспечен правильный подход к выбору технологического оборудования для обработки масла. Это в конечном итоге обеспечит быструю обработку трансформаторного масла на объектах монтажа.