Трансформаторное масло (стр. 34 )

В [Л. 6-33, 6-34] показано, что присадки, являющиеся деактиваторами гомогенных катализаторов окисления, содержащих в своем составе металлы (мыла), способны снизить диэлектрические потери в изоляционных маслах. Эти присадки в отличие от собственно антиокислительных присадок (например, ионола) не только не до­пускают роста тангенса угла диэлектрических потерь масла в процессе его старения, но и, будучи добавлены в свежее или уже работавшее масло с исходными высокими значениями tgd, снижают потери в нем, связанные с наличием мыл.

В маслах растворяли при температуре 110° С вначале мыла в количестве 0,02% вес. (нафтенаты меди, железа, натрия и пальмитат железа), а затем различные присадки (0,04% вес). Эффект взаимодействия присадки с мылом оценивали по изменению внешнего вида масла (изменение цвета, появление осадка) и снижению tgd (табл. 6-6), а также по увеличению индукционного периода окисления (табл. 6-7).

Антраниловая и никотиновая кислоты — высокоэффективные деактиваторы — полностью ликвидируют действие всех испытанных мыл, в том числе натриевых.

Таблица 6-7

Способность присадок одновременно уменьшать диэлектрические потери и увеличивать стабильность белого масла с нафтенатом меди

№ п/п.	Масло + присадка	Период до начала бурного окисления, мин	Тангенс угла диэлектрических потерь при 70° С, %
1	Белое масло + 0,01% нафтената меди	50	9,2
2	То же + 0,05% антраниловой кислоты	550	0,01
3	То же+ 0,04% никотиновой кислоты	180	0,02
4	То же+ 0,05% 5, 7-дибром 8-оксихинолина	600	0,01
5	То же+ 0,05% 8-оксихинолина	600	0,04
6	То же+ 0,03% 4,4'-дйаминодй фенилдисульфида	>2 000	0,03
7	То же+ 0,2% 2,6-дитретбутил-4-метилфенола	>2 000	8,2
8	То же+ 0,03% параоксидифениламина	100	9,0
9	То же + 0,05% пирамидона.	50	9,0
10	Белое масло (без добавок)	620	0,01

Все остальные присадки при наличии нафтената натрия не снижают tgd, а иногда даже повышают его; 8-оксихинолин, 5,7-дибром-8-оксихинолин и дисалицилиденэтилендиамин эффективны в присутствии в маслах. нафтената меди. Ингибирующая присадка 2,6-дитретбутил-4-метилфенол и пирамидон не реагируют с мылами и не влияют на проводимость масла.

Известный ингибитор окисления 4,4'-диаминодифенилдисульфид снижает tgd масла, содержащего медные и железные мыла, а ингибитор (Параоксидифениламин (несколько повышает tgd.

Деактиваторы, т. е. присадки, способные предотвращать или эффективно уменьшать проокислительное действие гомогенного медного катализатора, одновременно практически полностью тормозят повышение tgd, обусловленное наличием 1мыл (табл. 6-7). К таким присадкам относятся антраниловая и никотиновая кислоты, 5,7-ди-бром-8-оксихинолин, 8-оксихинолин и др.

Присадка 4,4'-диаминодифенилдисульфид также эффективно снижает tgd масла с мылам. Высокая эффективность антиокислительного действия этой присадки объясняется не только деактивирующими, но и ингибирующими свойствами ее.

Присадки 2,6-дитретбутил-4-метилфенол и пирамидон, не обладающие деактивирующими свойствами, мало влияют на tgd масло с мылом. В то же время первая присадка — довольно распространенный ингибитор — обладает высокими антиокислительными свойствами, а вторая практически не влияет на окисление масла с мылом.

Параоксидифениламин при добавлении к белому маслу с нафтенатом меди не проявил деактивирующих свойств и показал себя слабым антиокислителем.

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, 10121-62 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.