Влияние некоторых факторов на эксплуатационные свойства трансформаторного масла

УДК 621.3.48

ВЛИЯНИЕ НЕКОТОРЫХ ФАКТОРОВ НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

А.В. КОВАЛЬ, Р.Р. ВИЛДАНОВ, Л.Р. ГАЙНУЛЛИНА,

А.В. СИДОРЕНКО, В.П. ТУТУБАЛИНА

Казанский государственный энергетический университет

Изучено влияние на электрическую прочность трансформаторного масла температуры, концентрации сернистых соединений и воды.

Установлено, что растворимость воды в масле зависит от его углеводородного состава.

Найдено, что повышение температуры воды сопровождается увеличением диэлектрических потерь в трансформаторном масле.

В трансформаторном оборудовании в качестве теплоотводящей и изолирующей среды широко используют нефтяные трансформаторные масла. Основным требованием, предъявляемым к трансформаторным маслам, является электрическая прочность, достигаемая путем тщательной сушки масла перед заливкой в оборудование на стадии изготовления или ввода в эксплуатацию [1, 2]. Электрическая прочность масла резко снижается при загрязнении и особенно при увлажнении. Под действием электрического поля капли воды образуют цепочки, направленные вдоль силовых линий электрического поля. Для перекрытия цепочки требуется значительно меньшее разрядное напряжение, чем для разряда в сухом масле [3, 4]. В этой связи представляет интерес исследование факторов, влияющих на растворимость воды в трансформаторном масле.

Исследование растворимости воды в масле проводили с помощью прибора (рис.1), который позволяет моделировать в лабораторных условиях процесс растворения воды в масле,

соответствующий условиям

растворимости воды в

трансформаторном оборудовании при высокой напряженности электрического поля и повышенных температурах. Прибор помещали в термостат, что соответствует работе трансформаторного масла в натурных условиях:

перемешивание масла в приборе осуществляется за счет естественной конвекции.

В процессе эксплуатации трансформаторов масло постоянно контактирует с его металлическими конструкциями. Поэтому, для

приближения состояния

© А. В. Коваль, Р.Р. Вилданов, Л.Р. Гайнуллина, А.В. Сидоренко, В.П. Тутубалина Проблемы энергетики, 2005, № 1-2

Рис.1. Прибор для растворения воды в масле: 1 - корпус прибора;

2 - отверстие для электрода; 3 - крючок стеклянный; 4 - шлиф- муфта; 5 - шлиф-керн; 6 - краны; 7 - внутренний электрод; 8 - заземленный электрод;

9 - трансформатор

трансформаторного масла к его состоянию в натурных условиях, в прибор помещали твердые изоляционные материалы и металлические пластинки из меди и железа. Количество меди составляло 0,2 см2 на 1 г масла, а железа - 0,3 см2 на 1 г масла.

Электрическое поле в приборе создавалось парой медных электродов 7 и 8, которые плотно прилегают к цилиндрическим стенкам прибора с наружной стороны. В первом приближении можно считать, что прибор представляет собой модель высоковольтной обмотки трансформатора, которая окружена масляной изоляцией.

Исследование растворимости воды в трансформаторном масле проводили в электрическом поле повышенной напряженности (Е), оценку которой проводили по формуле цилиндрического конденсатора:

Е =

и____

вг1п —

где и - рабочее напряжение, кВ; в = 2,5 - диэлектрическая проницаемость трансформаторного масла; г - радиус от оси до внутренней поверхности экспериментальной установки, мм; Г1 - радиус внутреннего электрода, мм; Г2 -внешний радиус экспериментальной установки, мм.

Е =---80—— = 30 кВ/см.

2,5 • 0,5 • 1п —

1,5

Относительная ошибка метода составляет ±5 %.

Изучение растворимости воды в масле осуществляли с использованием индивидуальных углеводородов (гептан, бензол, толуол), сернистых соединений (дигептилсульфид, метилфенилсульфид и дибензилсульфид), трансформаторных масел гидрокрекинга ГК и селективной очистки СО. Масла ГК и СО различаются содержанием ароматических углеводородов и сернистых соединений. В масле ГК содержание ароматических углеводородов составляет 10,36%, сернистых соединений - 0,05%, а в масле СО количество ароматических углеводородов составляет 14,5%, сернистых соединений - 0,63%.

Растворимость воды в углеводородах, сернистых соединениях и трансформаторных маслах изучали в температурном интервале 20-70°С в электрическом поле напряженностью 30 кВ/см. Концентрацию влаги в исследуемых объектах определяли по ГОСТ 7822-75. Экспериментальные данные приведены на рис. 2 и рис. 3.

Анализ данных, приведенных на рис. 2 и рис. 3, показывает, что углеводороды и сернистые соединения ароматических структур хорошо растворяют воду. Поэтому трансформаторное масло СО, содержащее в 1,4 раза больше ароматических углеводородов и в 12,6 раза больше сернистых соединений, чем масло ГК, растворяет в 1,48 раза больше воды.

Таким образом, основными факторами, влияющими на растворимость воды в трансформаторных маслах, являются структурно-групповой состав масел и температура. Данное обстоятельство представляется особенно важным, поскольку

масло работает в силовых трансформаторах при повышенных температурах и напряженности электрического поля. Поэтому вода в жестких режимных параметрах работы трансформаторного оборудования интенсивно растворяется в масле, причем содержание растворенной воды будет соответствовать ее максимальной растворимости в масле. При увеличении продолжительности контакта трансформаторного масла с водой будет образовываться вторая фаза, находящаяся в эмульгированном состоянии. Следует отметить, что наличие в трансформаторных маслах растворенной воды не приводит к увеличению диэлектрических потерь (табл.1).

Гептан

Бензол

Толуол

Метилфенилсульфид

Дигептилсульфид

Дибензилсульфид

ГК

СО

Температура, °С

Рис.2. Зависимость максимальной растворимости воды в индивидуальных сульфидах, маслах ГК и СО от температуры

4

5

о 0,35 i

О

Л

п

©

и

5S

о

=

=

о

а

о

и

н

и

я

а

о

и

н

г

=

ч

о

0,3 0,25 -0,2 -0,15 -0,1  0,05 0

п--------г

0 20 40 60

Температура, °С

Гептан

Бензол

Толуол

Метилфенилсульфид

Дигептилсульфид

Дибензилсульфид

ГК

СО

Рис.3. Зависимость количества растворенной воды в индивидуальных сульфидах, маслах ГК и СО от температуры

Влияние концентрации воды в масле на величину диэлектрических потерь

Трансформаторное масло Температура, 0С Концентрация воды, % СО bJ3 в4

20 0,00 0,07

20 0,002 0,08

ГК 50 0,00 0,15

50 0,01 0,14

90 0,00 0,29

90 0,05 0,30

20 0,00 0,15

20 0,003 0,14

СО 50 0,00 0,39

50 0,01 0,41

90 0,00 1,2

90 0,05 1,1

При наличии в трансформаторном масле воды в эмульгированном состоянии под действием электрического поля капельки воды образуют цепочки силовых линий поля, вдоль которых разрядное напряжение резко падает [1, 2].

В связи с увеличением добычи и переработки сернистых нефтей содержание серы в трансформаторных маслах возросло до 0,7-0,8 %. Поэтому нами было исследовано влияние концентрации сернистых соединений на гигроскопичность масел. Для этого нами были использованы модельные смеси, состоящие из масла ГК с различным содержанием сернистых соединений. Концентрация сернистых соединений в модельных смесях варьировалась в широких пределах от 0,5 до 3,0%. Зависимость растворимости воды в масле от концентрации сернистых соединений приведена на рис. 4.

Из рис. 4 следует, что с увеличением концентрации сернистых соединений происходит повышение растворимости воды в масле.

В современном электро-

оборудовании трансформаторное масло подвергается воздействию электрического поля высокой напряженности и повышенных температур. В ходе исследования изучено влияние

температуры и увлажненности трансформаторного масла на величину диэлектрических потерь (рис.5). Тангенс угла диэлектрических потерь определяли по ГОСТ 6581-75, а массовое влагосодержание - по ГОСТ 7822-75. Исследования проводили при

напряженности электрического поля 30 кВ/см в температурном интервале 20-90°С при массовом влагосодержании в масле

0,005-0,055%.

л

ч

о

и

4

н

и

©

¡S

=

а

о

и

н

и

«

Сц

Концентрация серы, %

Рис.4. Зависимость растворения воды от концентрации сернистых соединений: 1 - температура 20° С; 2 - температура 50° С; 3 - температура 70° С

Анализ данных рис.5

показывает, что с повышением содержания воды в масле и температуры происходит возрастание диэлектрических потерь в масле. Из рис.5 также следует, что вода, находящаяся в трансформаторном масле в растворенном состоянии, образуя истинный раствор, практически не влияет на величину тангенса угла диэлектрических потерь. Вместе с тем, присутствие воды в масле в эмульсионном состоянии резко повышает tgS, о чем свидетельствует ход кривых 1, 2 и 3 (рис. 5).

Таким образом, повышение температуры и концентрации воды в трансформаторном масле

сопровождается увеличением

диэлектрических потерь в масле.

Выводы

1. Изучено влияние концентрации сернистых соединений и температуры на растворимость воды в трансформаторном масле.

2. Установлено, что с повышением концентрации ароматических углеводородов и сернистых соединений в трансформаторном масле растворимость воды в последнем возрастает. Показано, что масло гидрокрекинга, содержащее в меньшей концентрации ароматических углеводородов и сернистых соединений, обладает меньшей растворяющей способностью воды по сравнению с трансформаторным маслом селективной очистки.

3. Показано, что с повышением температуры и концентрации воды происходит возрастание диэлектрических потерь в масле.

Summary

The influence of temperature on concentration of sulphureous combinations and water on electric firmness of transformer’s oil was learnt.

In fact that water’s solubility in the oil depends on it’s carbon-hydrogenous structure was established.

Also we had found that the rise of water’s temperature is accompanied by the increase of dielectric wastes in transformer’s oil.

Литература

1. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло.- М.: Энергоиздат, 1983. - 288 с.

2. Митрофанов Г.А., Пястолов А.А. Контроль состояния трансформаторного масла // Сибирский вестник с.-х. науки. - 1992.- №3. - С. 127-129.

3. Пястолов А.А., Митрофанов Г.А. Оценка электроизоляционных показателей трансформаторного масла // Сибирский вестник с.-х. науки.- 1986.- №3.

4. Персиянов А.В. Повышать надежность электроснабжения сельского хозяйства // Энергетик.- 1988.- №1.

Поступила 05.10.2004

Концентрация воды в масле, %

Рис.5. Влияние содержания воды в трансформаторном масле на тангенс угла диэлектрических потерь:

1 - температура 40 °С; 2 - температура 60 °С; 3- температура 70 °С; тангенс угла

2

диэлектрических потерь, 1§8-10