Электробезопасность

Страница 10

В эксплуатации под влиянием ряда факторов (в частности, нагрева, загрязнений, электрического поля) из-за образующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет свежего масла характеризует отклонения в технологии изготовления масла на заводе-изготовителе. Показатель цвета масла служит для ориентировочной оценки его качества как в отечественной, так и в зарубежной практике.

Механические примеси - нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном со­стоянии. Волокна, пыль, продукты растворения в масле компонентов, применяемых в конструкции трансформатора (краски, лаки и т.п.), просматриваются на просвет в стеклянном сосуде после предварительного встряхивания. Другие примеси появляются в масле после внутренних повреждений (электрической дуги, мест перегревов) в виде обуглившихся частиц. При очень сильном загрязнении масло подлежит восстановлению или замене.

По мере старения в масле появляются осадки (шлам), которые, осаждаясь на изоляции, ухудшают ее изоляционные свойства.

Примеси у большинства трансформаторов проверяют на просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла. У особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ) предельно нормируемое количество примесей составляет 5-15 г/т. Такое количество примесей можно фиксировать только с применением более точных методов контроля, например некоторое количество масла пропускается через фильтр, который взвешивается до и после прокачки масла; разность массы показывает количество осадка.

Влагосодержание как показатель состояния масла тщательно контролируется в эксплуатации. Ухудшение этого показателя свидетельствует о потере герметичности трансформатора или о работе в недопустимом нагрузочном режиме (интенсивное старение изоляции под воздействием значительных температур).

Влагосодержание определяется по количеству водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция за определенное время.

Температура вспышки масла характеризует степень испаряемости масла. В эксплуатации она постепенно увеличивается за счет улетучивания легких фракций (низкокипящих). Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-150 °С, а для арктического масла - от 90 до 115 "С и зависит от упругости их насыщенных паров. Чем ниже упругость паров, чем выше температура вспышки, тем лучше можно дегазировать и осушать масло перед заливкой в трансформаторы. Минимальная температура вспышки масла установлена не столько по противопожарным соображениям (хотя это также является важным фактором), сколько с точки зрения возможности глубокой их дегазации. В отношении пожарной безопасности большую роль играет температура самовоспламенения - это температура, при которой масло при наличии воздуха над поверхностью загорается самопроизвольно без поднесения пламени, у трансформаторных масел эта температура равна примерно 350-400 °С.

Из-за испарения легких фракций ухудшается состав масла, растет вязкость, образуются взрывоопасные и другие газы. При разложении масла под воздействием высоких температур (электрической дуги) его температура вспышки резко снижается.

Для определения температуры вспышки масло заливается в закрытый сосуд (тигль) и нагревается. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь, которая вспыхивает при поднесении к ней пламени или под воздействием электрической дуги.

Кислотное число масла - это количество едкого кали (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Этот показатель характеризует степень старения масла, вызванного содержанием в нем кислых соединений. Он служит для предупреждения появления в масле продуктов глубокого окисления в действующем оборудовании (осадки, нерастворимые в масле). Кислотное число не должно превышать 0,25 мг КОН на 1 г масла.

Водорастворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле, свидетельствуют о низком качестве масла. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушении технологии производства, а также в эксплуатации в результате окисления масел. Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции.

Для обнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочи и мыл -1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеина, которые меняют свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. При наличии водорастворимых кислот и щелочей производится регенерация масла.

Стабильность масла проверяется в эксплуатации при получении партий свежего масла путем проведения его искусственного старения (окисления) в специальных аппаратах. Не всегда свежее, вновь прибывшее масло соответствует действующим нормам. Масло с неудовлетворительными характеристиками должно возвращаться заводу-изготовителю. Стабильность масла характеризует долголетие масла, определяет срок его службы и выражается двумя показателями - процентным содержанием осадка и кислотным числом.

Натровая проба характеризует степень отмывки масла от посторонних примесей. Этот показатель также используется лишь для свежего масла и в эксплуатации не проверяется.

Температура застывания проверяется для масла трансформаторов, работающих в северных районах. Эта наибольшая температура, при которой масло застывает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° его уровень в течение 1 мин остается неизменным. Недопустимое повышение вязкости масла из-за снижения температуры ок­ружающего воздуха может стать причиной повреждения подвижных элементов конструкции трансформатора (маслонасосы, РПН), а также ухудшает теплообмен, что приводит к перегреву и старению изоляции (особенно витковой) токоведущих частей трансформатора.

Газосодержание масла в мощных герметичных трансформаторах должно соответствовать нормам. Измерение- этого показателя производится абсорбиометром. Возможно также измерение суммарного газосодержания с помощью хроматографа. Косвенно по этому показателю определяется герметичность трансформатора. Повышение содержания газа (в том числе воздуха) в масле приводит к ухудшению его свойств - возрастает интенсивность окисления масла кислородом воздуха, и, кроме того, несколько снижается электрическая прочность изоляции активной части трансформатора.

Для всестороннего изучения свойств свежего масла используют и другие показатели, которые здесь не рассматриваются.

3.2. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗ ВЫВОДА ИЗ РАБОТЫ

Хроматографический анализ растворенных в масле газов

Около 20 лет назад, в дополнение к изложенному выше традиционным методам контроля за состоянием трансформатора, стали применять Хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) в качестве эффективного средства ранней диагностики медленно развивающих­ся повреждений. В настоящее время ХАРГ широко применяют во всех развитых странах, существуют международные нормы как по процедуре ХАРГ, так и по трактовке результатов анализа.

В СССР применяют ХАРГ во всех энергосистемах, причем на Украине благодаря применению ХАРГ существенно уменьшен объем обслуживания трансформаторов (увеличена периодичность обязательного применения некото­рых традиционных измерений). Измерения tg dиз, сопротивления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току, потерь XX при пониженном напряжении обязательны при вводе в эксплуатацию, капитальном ремонте, а также по требованию изготовителя; в остальных случаях допускается не производить эти измерения (решение Минэнерго УССР от 1980 г.).

Хроматографический метод позволяет:

· следить за развитием процессов в трансформаторе;

· предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традицион­ными способами;

· характеризовать повреждения и ориентироваться при определении места повреждения.

При чувствительности анализа 10-4-10-5 % объема надежно фиксируются такие виды повреждений, как перегревы конструкционных частей трансформатора или его твердой изоляции.

При существующем рабочем фоне газов в масле действующих трансформаторов своевременное обнаружение дефектов изоляции, поврежденной частичными разрядами, затруднительно.