Причины повышения tg? в маслах при старении их в эксплуатации (стр. 1 )

6-5. ПРИЧИНЫ ПОВЫШЕНИЯ tgδ В МАСЛАХ ПРИ СТАРЕНИИ ИХ В ЭКСПЛУАТАЦИИ

Повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением в них компонентов плохо запеченных лаков трансформатора, сопровождающимся, как правило, повышением кислотного числа [Л. 6-35]. Случаи резкого роста tgδ в начальный период эксплуатации имели место главным образом при использовании отечественных масел в импортных трансформаторах [Л. 6-36]. Однако не исключена возможность повышения потерь в маслах в первые месяцы их работы и в отечественных трансформаторах, особенно при заливке в трансформатор ароматизированного свежего масла, содержащего смолистые продукты, способного растворять старый неудаленный из трансформатора шлам с образованием коллоидного раствора [Л. 6-37].

Испытание в трансформаторах на стенде [Л. 6-38] большого числа отечественных и импортных масел показало, что tgδ изменяется как в сторону повышения, так и в сторону снижения, имея, как правило, общую тенденцию к повышению. Такое аномальное изменение этого показателя в процессе старения объясняется коллоидным характером примесей и необратимым изменением коллоидов.

В ряде случаев [Л. 6-17, 6-39, 6-40] не наблюдается связи между изменением tgδ и показателями, характеризующими окисление масла. Исключение составляет способность масла образовывать осадок в процессе старения. Имеется если не явная закономерность, то тенденция роста потерь с увеличением количества осадка.

В свежих маслах в коллоидном состоянии могут находиться смолы и мыла.

В процессе эксплуатации коллоидными веществами, накапливающимися в масле, могут быть:

компоненты лака обмоток и старого шлама масел; мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масел с металлами трансформатора; кислые шламоподобные продукты, не содержащие в своем составе металла, например: кислоты, в том числе асфальтогеновые, плохо растворимые в масле, смолы, асфальтены, карбены и другие продукты окисления.

С практической точки зрения важно не столько знать абсолютную величину tgδ в свежем масле, сколько суметь предвидеть изменение ее в процессе эксплуатации. Склонность масел изменять tgδ в процессе старения определяется на основании результатов лабораторных исследований [Л. 6-17] и испытания их в трансформаторах на стенде [Л. 6-36, 6-38,, 6-41].

В действующих ГОСТ 982-56, и МРТУ12Н № 25-64 на трансформаторные масла включен пункт, ограничивающий значение tgδ у свежих масел: при температуре 20° С — не более 0,15—0,3%; при 70° С— не более 1,2—2,5%- Эти нормы недостаточно жестки по сравнению с требованиями зарубежных спецификаций. По проекту международной спецификации, предложенной Международной электротехнической комиссией tgδ свежего трансформаторного масла не должен превышать 0,5% при 90° С. Проверка ряда зарубежных масел показала, что они отвечают этому условию.

В реальном трансформаторе имеется не только жидкая, но и твердая изоляция (бумага, картон, хлопчатобумажная ткань и пр.), пропитанная маслом.

По данным [Л. 6-42] источники роста tgδ в масле и пропитанной им бумаге различны. Если низкомолекулярные перекиси, кислоты и другие полярные вещества, будучи растворенными в масле, практически не оказывают влияния на его tgδ, то эти же вещества, адсорбированные на бумаге, пропитанной маслом, являются основной причиной, обусловливающей рост этого показателя. С другой стороны, вещества, образующие в масле коллоиды (смолы, мыла и др.), являющиеся основным источником проводимости масла, обусловленной электрофорезом, мало влияют на tgδ бумаги.

Многолетние эксплуатационные испытания, проведенные с участием авторов, показали, что имеется явная зависимость tgδ твердой изоляции трансформатора от содержания водорастворимых кислот в масле.

К сожалению, указанные особенности до сих пор мало учитываются при рассмотрении изоляционных свойств трансформаторных масел.

Потери тепла в трансформаторе, вызываемые высокой проводимостью масла, относительно малы по сравнению с общими тепловыми потерями. Поэтому повышенная проводимость (или, что то же, высокий tgδ) не должна с этой точки зрения служить препятствием для применения такого масла. Однако у специалистов по конструированию и эксплуатации трансформаторов это вызывает опасение по следующим соображениям.

При недостаточно совершенной конструкции трансформаторов имеются места с повышенной напряженностью электрического поля, в которых затруднена циркуляция масла. Именно в этих местах за счет высокой проводимости масла повышается температура. В результате этого усиленно идут процессы старения. Образующиеся при этом продукты в свою очередь повышают tgδ масла и твердой изоляции. Эти взаимосвязанные и ускоряющие друг друга процессы, ведущие к локальному перегреву и старению жидкой и твердой изоляции, в конечном счете могут привести к пробою. Это опасение является весьма серьезным и подкрепляется рядом случаев пробоя трансформаторов, эксплуатировавшихся на маслах с повышенным

tgδ.Менее серьезным, но более часто высказываемым специалистами по эксплуатации является возражение против использования такого масла, поскольку при этом трудно определить по tgδ всего трансформатора степень увлажнения твердой изоляции и, следовательно, необходимость сушки его.

Исходя из изложенного, основным показателем, характеризующим трансформаторное масло на месте производства в качестве изоляционного материала, принято считать тангенс угла диэлектрических потерь.

6-6. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ПРОЧНОСТЬ

Одним из основных показателей, характеризующих изоляционные свойства трансформаторных масел в практике их применения, является их электрическая прочность

,

где Uпр — пробивное напряжение;

h — расстояние между электродами.

Пробивное напряжение прямо не связано с проводимостью, но, так же как и она, весьма чувствительно к присутствию примесей. Малейшее изменение влажности жидкого диэлектрика, наличие в нем примесей (так же как для проводимости) резко уменьшают электрическую прочность. Изменения давления, формы и материала электродов и расстояния между ними влияют на электрическую прочность [Л. 6-4, 6-46, 6-47]. В то же время эти факторы на проводимость жидкости не оказывают влияния.

Чистое трансформаторное масло, свободное от воды и других примесей, независимо от его химического состава обладает высокой, достаточной для практики электрической прочностью (более 60 /се), определяемой в плоских медных электродах с закругленными краями и расстоянием между ними 2,5 мм. Исходя из этого, пробивное напряжение в действующих стандартах не нормируется. Электрическая прочность не является константой материала [Л. 6-48].

При ударных напряжениях присутствие примесей почти вовсе не сказывается на электрической прочности. Принято думать, что механизм пробоя при ударных (импульсных) напряжениях и длительной экспозиции различен. При импульсном напряжении электрическая прочность значительно выше, чем при относительно длительной экспозиции 50-ти периодного напряжения. В результате этого опасность от коммутационных перенапряжений и грозовых разрядов относительно невелика [Л. 6-42].

Повышение прочности с повышением температуры от 0 до 70° С связывают с удалением из масла влаги, переходом ее из эмульсионного состояния в растворенное [Л. 6-49] и уменьшением вязкости масла. Растворенные газы играют большую роль в процессе пробоя. Еще при напряженности электрического поля, более низкой, чем пробивная, отмечается образование на электродах пузырьков [Л. 6-50]. С понижением давления для недегазированного масла прочность его падает. Пробивное напряжение вовсе не зависит от давления [Л. 6-46] в случаях:

тщательно дегазированных жидкостей; ударных напряжений (каковы бы ни были загрязнение и газосодержание жидкости); больших давлений (порядка 80—100 ат).

Зависимость пробивного напряжения масла от содержания в нем воды изучали в работах [Л. 6-51, 6-52 и др.]. Эта зависимость количественно существенно различается у разных авторов. Было показано [Л. 6-49], что пробивное напряжение масла определяется не общим содержанием воды, а концентрацией ее в эмульсионном состоянии.

В работе [Л. 6-53] показано, что образование эмульсионной воды и снижение электрической прочности имеют место в масле, содержащем растворенную воду, при резком снижении температуры или относительной влажности воздуха, а также при перемешивании масла за счет десорбции воды, адсорбированной на поверхности сосуда. Замена стекла в сосуде полиэтиленом снижает количество эмульсионной воды, десорбированной при перемешивании масла с поверхности, и соответственно повышает прочность его. Масло, осторожно слитое из стеклянного сосуда (без перемешивания), обладает высокой электрической прочностью. В этой же работе изучено влияние на прочность масла концентрации и состояния в нем кислот, спиртов, мыл и других продуктов его старения.

Качественная оценка полученных данных представлена в следующем виде.

Таблица 6-8. Влияние некоторых продуктов на проводимость и электрическую прочность масла.

Испытуемые продукты	Состояние продукта в масле	Влияние на величину
проводимости	электрической прочности
1. Низкокипящие (вода, уксусная кислота, метиловый и этиловый спирты и др.):
а) в малой концентрации	Истинный раствор	Не влияют	Не влияют
б) в большой концентрации	Эмульсия, невидимая невооруженным глазом	Повышают	Снижают
2. Высококипящие (олеиновая, пальмитиновая, стеариновая и другие кислоты, высшие спирты)	Истинный раствор	Не влияют	Не влияют
3. Высококипящие (мыла, смолы, нейтральные асфальтогеновые кислоты, „растворимый осадок" и др.)	Коллоидный раствор	Повышают	Не влияют

Из этих данных следует, что полярные вещества низко - и высококипящие, образуя в масле истинные растворы, практически не оказывают влияния на проводимость и электрическую прочность; вещества, образующие в масле коллоидные растворы или эмульсии с очень малым размером капель (являющиеся причиной электрофоретической проводимости), если они имеют низкую температуру кипения, снижают, а в случае если их температура кипения высока, практически не влияют на прочность.

В разных странах стандартизованы различные методы определения электрической прочности масла (табл. 6-9).

Таблица 6-9. Методы определения электрической прочности в СССР и некоторых зарубежных странах

Страна	Стандарт	Форма электрода	Зазор между электродами, мм	Скорость подъема напряжения, кв/сек
СССР	ГОСТ 6581-53	Диск с закругленными краями, D = 25,0 мм	2,5	2
Франция	—	Сферический, D= 12,5 мм	5,0	—
США	D 117-43 (по ASTM)	Круглый диск, D = 25,4 мм	2,5	3
Англия	BS , приложение „D"	Сферический, D= 12.7 ÷ 13 мм	4 + 0,02	За 10 — 15 сек поднять до нормируемого напряжения 40 кв и выдержать 1 мин
Индия	VDC 621.3—83.75) 54, приложение «Е»	Сферический, D= 12,7 ÷13 мм	4,0
Япония	JISC 2320.1960	Сферический, D= 12,5 мм	2,5	3
Италия	Нормы Итальянского электротехнического комитета	Сферический, D = 10 мм (по Рогожскому)	2,5	—
ГДР	VDE-0370	Диск с закругленными краями, D = 25 мм	2,5	—
ПНР	—	Сферический, D= 12,5 мм	3	—
ЧСР	—	Сферический, D = 15 мм	3	—
Международная электротехническая комиссия	—	Сферический, D= 12,5 мм, или диск с закругленными краями, D = 25 мм	2,5	2

Комитетом № 10 (по электроизоляционным жидкостям и газам) Международной электротехнической комиссии предложен международный метод определения пробивного напряжения жидких диэлектриков, учитывающий недостатки и достоинства национальных стандартов [Л. 6-54]. Метод пригоден для всех сортов изоляционных масел (трансформаторных, кабельных, конденсаторных) свежих, регенерированных и эксплуатационных.

Условия подготовки образца масла и проведения испытания его на электрическую прочность подобны принятым в советском стандарте.

Скорость подъема напряжения в электроде от нуля до пробивного (тока с частотой от 40 до 62 гц) составляет около 2 кв/сек и регулируется автоматически. Время действия разряда при пробое масла не более 0,02 сек.

Размеры и конструкции электродов даны на рис. 6-8.

Рис. 6-8. Электроды, рекомендуемые методом МЭК (IEC) для определения электрической прочности изоляционных масел.

Несмотря на огромный экспериментальный материал, следует констатировать, что до сих пор нет единой общепризнанной теории пробоя жидких диэлектриков применительно даже к условиям длительной экспозиции напряжения.

Пробой в жидких диэлектриках, загрязненных примесями при длительной экспозиции напряжения, представляет собой по существу завуалированный газовый пробой.

Имеются три группы теорий: 1) тепловые, объясняющие образование газового канала как результат кипения самого диэлектрика в местах локальной повышенной неоднородности поля (пузырьки воздуха и пр.) [Л. 6-55, 6-58] или действия тепла, выделяющегося от трения дрейфующих в поле ионов [Л. 6-56]; 2) газовые, по которым источником пробоя являются пузыри газа, адсорбированные на электродах или растворенные в масле, и, наконец, 3) химические, объясняющие пробой как результат химических реакций, протекающих в диэлектрике под действием электрического разряда в пузыре газа. Общим, объединяющим эти теории, является то, что пробой масла происходит в паровом канале, образованном за счет испарения самого жидкого диэлектрика.

В работе [Л. 6-53] предлагается гипотеза, согласно которой паровой канал образуют низкокипящие примеси, в случае если они вызывают повышенную проводимость.

Под воздействием электрического поля примеси, содержащиеся в масле и образующие в нем коллоидный раствор пли микроэмульсию, втягиваются в зону между электродами и дрейфуют в направлении поля. Значительное количество тепла, выделяющегося при этом вследствие низкой теплопроводности диэлектрика, расходуется на нагрев самих частиц примеси. Если эти примеси являются причиной высокой проводимости масла, то при низкой температуре кипения примесей они испаряются, образуя при достаточном содержании их «газовый канал», в котором и происходит пробой.

Центрами парообразования могут служить пузыри газа или пара, образующиеся под воздействием поля (в результате явления электрострикции) за счет растворенных в масле примесей (воздух и другие газы, а также, возможно, низкокипящие продукты окисления жидкого диэлектрика).

В случае отсутствия в масле низкокипящих примесей и пузырей воздуха электрическая прочность его значительно выше, а механизм пробоя удовлетворительно объясняется химической теорией [Л. 6-46].

Глава седьмая

РАСТВОРИМОСТЬ ВОДЫ И ГАЗОВ В ТРАНСФОРМАТОРНОМ МАСЛЕ.

Электроизоляционные свойства трансформаторных масел ухудшаются при наличии в них влаги или газовых включений [Л. 7-1, 7-2]. Степень снижения электрической прочности масла зависит не только от количества растворенной в нем влаги, но также от наличия сопутствующих примесей (волокна и т. п.). В связи с этим при одной и той же концентрации влаги в масле

(рис. 7-1) диапазон значений электрической прочности масла может быть довольно широким, особенно по мере увлажнения масла [Л. 7-3]. Эти обстоятельства обусловливают большой интерес к вопросам гигроскопичности масел и закономерностям растворения в них различных газов. Кроме того, такие сведения крайне необходимы при выборе рациональных технологических режимов обработки трансформаторного масла, а также при расчетах герметичных трансформаторов.

Рис. 7-1. Диапазон значений электрической прочности трансформаторного масла различной увлажнённости при наличии сопутствующих загрязнений. [Л. 7-3].

7-1. ГИГРОСКОПИЧНОСТЬ МАСЕЛ

Растворимость воды в трансформаторном масле, вообще говоря, весьма ничтожна.

С точки зрения молекулярной теории незначительная растворимость воды в нефтяных продуктах объясняется громадным различием в размерах молекул углеводородов, из которых состоит масло, и молекул воды. Суммарное поле межмолекулярных сил, создаваемое при взаимодействии этих двух типов молекул, препятствует смешению обеих жидкостей.

Концентрация воды в трансформаторных маслах, как и в других углеводородных жидкостях, при данной температуре в равновесном состоянии пропорциональна относительной влажности воздуха [Л. 7-1, 7-2, 7-10] (рис. 7-2).

Рис. 7-2. Растворимость воды в трансформаторных маслах при различных значениях относительной влажности воздуха [Л. 7-1].

Эта зависимость достаточно точно описывается уравнением Генри [Л. 7-4]

,

где х — концентрация воды, мол. %;хmax — максимально возможная концентрация растворимой воды при данной температуре, мол. % ;ψ—относительная влажность воздуха; РВ — замеренная упругость паров воды в воздухе. Коэффициент

где РВ. НАС—упругость насыщенных паров воды.

По данным исследователей [Л. 7-1, 7-4—7-9], при постоянной влажности воздуха существует экспоненциальная зависимость максимальной растворимости воды в трансформаторном масле от величины, обратной величине значения абсолютной температуры (рис. 7-3). Это позволяет вычислять растворимость воды в масле при любой температуре, если известна растворимость при двух температурах.

Рис. 7-3. Растворимость воды в трансформаторных маслах при различных температурах [Л. 7-1]. 1 — ароматизированное масло; 2 — обычное трансформаторное масло.

Нагрев масла при неизменных температуре и влажности окружающего воздуха сопровождается осушкой масла. Физический смысл этого процесса становится ясным при рассмотрении графика (рис. 7-4). Нагрев масла не может вызвать изменения парциального давления паров воды над поверхностью масла, так как количество влаги в единице объема воздуха определяется общей относительной влажностью его. Равновесное содержание влаги в масле при парциальном давлении паров воды над поверхностью масла, равном P1, в случае нагрева последовательно определяется точками А1, А2, А3 , А4, т. е. содержание влаги в масле уменьшается.

При охлаждении масла, например, от температуры + 40 (рис. 7-4) до +20° С в масле появляется избыток влаги и образуется эмульсия. Количество влаги, выделившейся в виде второй фазы, на графике характеризуется отрезком хэ=хв—хм, где хв и хм — предельные концентрации воды в масле соответственно при температурах + 40 и +20° С.

Рис. 7-4. Зависимость растворимости воды в масле от давления водяного пара при различных температурах [Л. 7-10].

Сухая твердая изоляция в масле будет увлажняться за счет воды, растворенной в масле до наступления равновесия. При соответствующих условиях возможен обратный переход влаги из изоляции в масло. Эти обстоятельства следует принимать во внимание при сушке трансформаторов, работавших с увлажненным маслом, о чем нами уже говорилось выше.

При прочих равных условиях гигроскопичность трансформаторных масел зависит от их химического состава и возрастает с повышением содержания ароматических углеводородов в масле (рис. 7-5).

Наличие в трансформаторных маслах полярных компонентов (спиртов, кислот, мыл и др.) ведет к повышению гигроскопичности масел (табл. 7-1) и нарушению линейной зависимости поглощающей способности от влажности воздуха (рис. 7-6). Этим объясняются трудности, которые наблюдаются на практике при обезвоживании эксплуатационных или недостаточно очищенных свежих масел.

Насыщение масла водой, так же как и обратный процесс — испарение влаги из масла, происходит с определенной скоростью. Скорость этих процессов, по-видимому одинакова, зависит от действия ряда факторов: толщины слоя масла, величины свободной поверхности соприкосновения с влажной средой (воздух и др.), соотношения между упругостями паров воды в масле и окружающем воздухе, температуры масла. Изучение количественной стороны этого вопроса показало, что наличие масляного затвора на маслонаполненных вводах 110 кв лишь в 2,5 раза замедляет увлажнение его изоляции за счет влаги из окружающего воздуха [Л. 7-10].

Попутно заметим, что масляный затвор воздухоосушителя трансформатора также не предохраняет находящийся в осушителе адсорбент от увлажнения за счет атмосферного воздуха.

Рис. 7-5. Растворимость воды в углеводородах и трансформаторных маслах. 1 — бензол; 2 — толуол; 3 — циклогексан; 4 — масло из артемовской нефти; 5 — масло из эмбенских нефтей.

Рис. 7-6. Увлажнение свежих и окисленных трансформаторных масел в атмосфере воздуха различной относительной влажности [Л. 7-33]. 1 — свежее масло, кислотное число 0,02 мг КОН; 2, 3 — масла с кислотным числом —0,17— 0,21 мг КОН/г.

Таким образом, представление о том, что масло полностью защищает твердую изоляцию трансформаторов и других аппаратов от увлажнения или что вода, находящаяся под слоем масла, не испаряется, неправильно. Очевидно, такое мнение сложилось в связи со значительной разницей в скоростях поглощения влаги, пропитанной маслом, и сухой бумагой (картоном). Если в первом случае время для достижения определенной степени увлажнения определяется неделями, то во втором случае для этого достаточно нескольких часов.

Очевидно, что вполне надежная защита трансформаторной изоляции от увлажнения может быть обеспечена лишь при полной герметизации.

Таблица 7-1. Влияние полярных добавок в концентрации 0,5% вес. на гигроскопичность трансформаторного масла [Л. 7-2]

Добавка	Содержание воды в масле после 20 ч увлажнения при + 20° С в атмосфере воздуха 100%-ной влажности, % вес.
Масло чистое	0,0034
То же + уксусная кислота	0,0402
То же + нафтенат меди	0,0065
То же + нафтенат свинца	0,0300
То же + фенол	0,0088
То же + пальмитиновая кислота	0,0054
То же + смесь нафтеновых кислот	0,0050

Известно большое число методов определения наличия воды, в органических жидкостях [Л. 7-4, 7-5, 7-7, 7-8, 7-11—7-14], из которых наиболее приемлемыми для трансформаторных масел являются методы гидридкальциевый и Фишера. Эти методы отличаются высокой чувствительностью и точностью и позволяют определить присутствие ничтожных количеств влаги в масле.

В СССР стандартизован гидридкальциевый метод [Л. 7-15], основанный на реакции

.

По количеству выделившегося газообразного водорода рассчитывают содержание влаги. На рис. 7-7 показан прибор для определения воды в трансформаторном масле с помощью этого метода. Чувствительность метода составляет 0,0002% вес.

Рис. 7-7. Прибор для количественного определения воды в трансформаторном масле гидридкальциевым методом. 1 — реакционный сосуд с испытуемым маслом; 2 — реторта с гидридом кальция; 3— счетчик пузырьков газа; 4 — бюретка для отсчета количества выделившегося при реакции водорода; 5— уравнительная склянка; 6 — магнитная мешалка.

Метод Фишера получил распространение за рубежом [Л. 7-11, 7-14].

На рис. 7-8 изображена схема прибора для определения воды в трансформаторном масле по - методу К. Фишера.

Чувствительность метода 0,00002% вес. воды в масле [Л.- 7-13], что превосходит чувствительность гидридкальциевого метода; расхождения между параллельными определениями ±2%. Аппаратурное оформление метода Фишера более сложно, чем гидридкальциевого. Кроме того, он неприменим для окислившихся масел, поскольку реактив Фишера взаимодействует с продуктами окисления, содержащими группу ОН.

Рис. 7-8. Прибор для количественного определения воды в трансформаторном масле по методу К. Фишера [Л. 7-13]. 1— реакционный стеклянный четырех-горловый сосуд; 2, 3 — шлифы для автоматических бюреток емкостью 5 и 10 мл с реактивом Фишера; 4 — шлиф для специальной пробки, через которую в реакционный сосуд вносят пробу испытуемого масла; 5 — привод мешалки; 6 — платиновые электроды, связанные с электрической схемой для потенциометрического титрования; 7 — кран для опорожнения реакционного сосуда.

Представляет несомненный интерес манометрический метод [Л. 7-16], который позволяет одновременно в одной пробе масла объемом 2,5 мл определить содержание растворенных газов, в том числе отдельно кислорода, а также количество влаги (растворенной и диспергированной).

Соответствующий прибор (рис. 7-9) состоит из двух почти идентичных по конструкции частей, из которых 1 служит для измерения давления водяных паров, а 2 — для измерения парциального давления газов (с помощью, ртутных манометров типа манометра Мак Леода А и В).

Рис. 7-9. Принципиальная схема прибора Центральной лаборатории электропромышленности (Франция) для определения содержания в масле растворенных газов и воды [Л. 7-16].I — часть прибора, служащая для измерения давления водяных паров; II — часть прибора, служащая для измерения парциальных давлений газов; R1—R7 — стеклянные вакуумные краны; А и В — ртутные манометры типа манометра Мак Леода; V2 — калиброванный сосуд для белого фосфора; V6—U-образная трубка, в которой происходит конденсация водяных паров; V8 — дополнительный калиброванный сосуд; V9 — сосуд, в котором происходит дегазация масла; V10 — сосуд, в который вводится проба масла; D — сосуд Дьюара; V12, V14 — калиброванные манометрические трубки.

Принцип действия прибора заключается в следующем. Образец испытуемого масла помещают в калиброванный объем Vl0 между кранами R5 и R6. Затем всю систему прибора сушат и дегазируют при давлении порядка 0,01 мм рт. ст (для измерения давления служит манометр Мак Леода в части 1 прибора). На отсутствие влаги в системе прибора указывает исчезновение сконденсированных в трубке V6 паров воды.

При открытии крана R5 масло перетекает в калиброванный сосуд V9, который затем соединяется открытием соответствующих кранов с остальной системой. При этом из масла начинают выделяться растворенные газы и пары воды. Последние конденсируются, проходя через трубку V6, помещенную в сосуд Дьюара D с охлаждающей средой (—78° С).

Фиксируется давление в системе. Для описанной конструкции прибора изменение давления в системе на 1 мм рт. ст. соответствует концентрации газа в масле 0,25 мл/л при нормальных условиях. Открывают кран калиброванного сосуда V2 с белым фосфором. Содержащийся в смеси кислород взаимодействует с фосфором, и давление в системе падает. По разности давлений рассчитывают содержание кислорода. Затем систему прибора вновь эвакуируют 30 мин, в течение которых из масла извлекается вся оставшаяся в нем влага и конденсируется в сосуде V6. После этого убирают дьюаровский сосуд, слегка нагревают трубку V6 и переводят влагу в парообразное состояние. Измеряя давление паров воды, производят расчет количества их.

К преимуществам прибора относится возможность присоединения (с помощью трубки 11) его к объекту с маслом, в котором необходимо определить содержание влаги и газов. Метод пригоден для определения содержания влаги в бумаге, находящейся в масле, оценки распределения влаги между твердой и жидкой изоляцией, и т. п. В отличие от метода Фишера манометрический метод пригоден для определения содержания влаги в окисленных маслах.

Для ориентировочной оценки количества влаги в масле (главным образом находящейся в диспергированном состоянии) можно использовать способ, основанный на определении величины пробивного напряжения масла путем сопоставления его с данными заранее найденной зависимости величины пробивного напряжения от количества воды [Л. 7-17].

7-2. РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В ТРАНСФОРМАТОРНОМ МАСЛЕ

При нормальных условиях в трансформаторном масле может раствориться значительное количество газа (табл. 7-2). Для характеристики растворимости данного газа в масле служит коэффициент абсорбции (или коэффициент Бунзена), который равен объему газа (при нормальных условиях) в единице объема масла, или же коэффициент растворимости, выраженный в объемных процентах.