CC BY
60
УДК 621.315.615
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА ПРИМЕСЕЙ В ОТРАБОТАННОМ
ТРАНСФОРМАТОРНОМ МАСЛЕ
Д.М. Валиуллина, И.Д. Загустина, В.К. Козлов
Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия
irina-zag@bk. ru
Резюме: Существующие методы определения влаги в отработанном
трансформаторном имеют большую погрешность, так как их показания зависят от примесей, содержащихся в масле. Выяснена природа примесей, содержащихся в трансформаторном масле, которые реагируют с реактивом Фишера, а именно это простые кислоты и основания, также альдегиды и фенолы, вступающие в реакцию с метанолом, содержащимся в реактиве. Проведенные исследования позволяют определить количество и исследовать природу загрязнителей отработанного трансформаторного масла, получить дополнительную информацию о происхождение примесей.
Ключевые слова: кулонометрическое титрование, кислотное число, пробивное напряжение, простые кислоты, тангенс угла диэлектрических потерь, трансформаторное масло.
DETERMINATION OF QUALITATIVE COMPOSITION OF IMPURITIES IN PROCESSED TRANSFORMER OIL
D.M. Valiullina, I.D. Zagustina, V.K. Kozlov
Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia
irina-zag@bk. ru
Abstract: The existing methods of determining moisture in the waste transformer have a large error, since their readings depend on the impurities contained in the oil. The carried out researches allow to define quantity and to investigate the nature of pollutants of the spent transformer oil, to receive the additional information on an origin of impurity.
Keywords: сoulometric titration, acid number, breakdown voltage, simple acids, dielectric loss tangent, transformer oil.
Эксплуатационные свойства трансформаторного масла определяются его химическим составом, который зависит главным образом от химического состава сырья и применяемых способов его очистки. Применяемые марки трансформаторного масла отличаются химическим составом и эксплуатационными свойствами и имеют различные области применения. В новые масляные трансформаторы следует заливать только свежее трансформаторное масло, не бывшее в эксплуатации. Каждая партия трансформаторного масла, применяемая для заливки и доливки трансформаторов, должна иметь сертификат завода-поставщика масла. Свежее трансформаторное масло, поступающее с нефтеперерабатывающих предприятий, перед заливкой в силовые трансформаторы следует очистить от имеющихся механических примесей, влаги и газов.
Влага в трансформаторном масле может находиться в состоянии осадка, в виде эмульсии и в растворённом состоянии. Подготовленное для заливки трансформаторное масло полностью очищается от влаги, находящейся в эмульсионном состоянии и в виде отстоя. В растворённом состоянии влага не оказывает значительного влияния на электрическую прочность и тангенс угла потерь, однако способствует повышению окисляемости трансформаторного масла и снижению его стабильности. Поэтому достижение удовлетворительных значений пробивного напряжения и тангенса угла потерь трансформаторного масла не является окончательным критерием очистки.
После очистки в масле должны отсутствовать механические примеси.
Испытываются основные характеристики трансформаторного масла. Среди них много внимания уделяется главной электроизоляционной характеристике - уровню пробивного напряжения. На данный показатель влияет наличие в трансформаторном масле вредных механических примесей веществ извне изоляционной среды или результатов распада и разрушения элементов и материалов конструкции внутренних деталей трансформаторов.
Появляющиеся вредные вещества увеличивают потенциальную возможность электрических пробоев из-за снижения эксплуатационных характеристик трансформаторного масла и увеличивают значения тангенса угла диэлектрических потерь. Практически любое повреждение в трансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла. Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории.
Поскольку все процессы в природе взаимосвязаны, то контакт масла с водой, воздухом, появление механических примесей, снижение диэлектрической прочности способствует новой волне окислительных процессов, образования шламов из растворимых и нерастворимых компонентов. Растворимые вещества продолжают влиять на старение жидкой изоляции, в то время, как нерастворимые представляют опасность для работы твердой изоляции. Образующийся впоследствии осадок ухудшает охлаждение трансформаторов, уменьшая сечение каналов охлаждения обмоток.
Для измерения содержания механических примесей и воды при испытаниях масла применяют качественный и количественный методы. При количественной оценке содержания механических примесей в масле оно сначала пропускается через сухой чистый, предварительно взвешенный бумажный фильтр. Затем фильтр высушивается и взвешивается, а разница в весе дает массу механических примесей. Качественное определение влагосодержания в масле производят путем нагрева масла до 130°С. Наличие воды подтверждается, если при вспенивании трансформаторного масла не менее двух раз слышен треск.
Наличие в масле водорастворимых кислот, которые являются достаточно агрессивными соединениями, вызывает коррозию металлов и ускоряет старение твердой изоляции. Определение содержания водорастворимых кислот и щелочей основывается на их извлечении из масла с помощью воды или водного раствора спирта. Так же для обнаружения щелочи и мыл используют 1%-ый спиртовой раствор фенолфталеина, который меняет свой цвет при наличии вредных компонентов. Впоследствии выявления водорастворимых кислот и щелочей производится регенерация масла.
Для выявления дефекта силового оборудования, проводят анализ температуры вспышки трансформаторного масла. Если температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом сосуде, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени, снижается более чем на 5°С, требуется комплексное обследование трансформатора для выявления причины этого снижения.
Для того, чтобы выявить и установить проблемы качества и работы трансформаторного масла, анализа только одного из названных компонентов недостаточно. Кроме того, проводятся дополнительные испытания других химических и физических показателей, которые не рассматриваются в данной статье.
Влияние влаги и различных примесей на свойства трансформаторного масла
достаточно изучено и охарактеризовано. Значение влагосодержания является одним из весомых критериев качества масла и критерием для определения причин ухудшения диэлектрических свойств, как самого масла, так и твердой изоляции трансформаторов [1].
Химические методы определения влагосодержания масла имеют большую погрешность, так как их показания зависят от примесей, образованных в процессе эксплуатации трансформаторного масла. Экспериментальные образцы трансформаторного масла, проанализированные методом кулонометрического титрования по Карлу Фишеру на приборе кулонометрический титратор 831 КФ Сои1оте(ег имеют завышенное значение влагосодержания [2]. В процессе эксплуатации трансформаторного масла образуются примеси, которые вступают в реакцию с реактивом Фишера. Именно кислоты, основания, альдегиды, кетоны и другие загрязняющие вещества, прореагировавшие с этим реактивом, и показывают завышенное значение влагосодержания, позволяя судить о природе примесей.
В процессе эксплуатации маслонаполненного оборудования, масло подвергается воздействию высокой напряженности электромагнитного поля и нагревается до высокой температуры, а также соприкасается с химически активными металлами (медью, железом и т. д.). Это ускоряет старение жидкой изоляции, вызывает изменение ее химического состава, в результате чего ухудшаются электроизоляционные свойства масла и может произойти повреждение оборудования [3].
Одно из химических свойств трансформаторного масла, очень сильно изменяющегося при эксплуатации является кислотное число [4].
Исследована зависимость количества примесей от кислотного числа. Как видно из рис. 1, чем больше кислотное число, тем больше содержится примесей в масле. Таким образом, количество примесей коррелирует с кислотным числом.
Эксперимент проводился с использованием четырех образцов отработанного трансформаторного масла с разных подстанций (ПС): образец 1 - ПС Константиновка, образец 2 - ПС Заречье, образец 3 - ПС Азино, образец 4 - ПС Водозабор. Данные экспериментальных исследований представлены в табл. 1 и на рис. 1.
Таблица 1
Результаты экспериментального исследования образцов трансформаторного масла
Показатель № об разца
1 2 3 4
Влагосодержание до осушки, ррт 31,7 26,4 23,9 21,9
Абсолютное влагосодержание, ррт 14,6 7,8 12,5 11,8
Количество примесей, ррт 17,1 18,6 11,4 10,1
Кислотное число, мгКОН/г 0,028 0,023 0,006 0,017
Пробивное напряжение, кВ 65,8 57,7 69,3 70
Тангенс угла диэлектрических потерь при 20°С 0,11 0,081 0,011 0,005
Тангенс угла диэлектрических потерь при 70°С 1,11 0,5 0,096 0,041
Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С 1,91 0,73 0,22 0,11
= 1,0018 <-0,0067
к и, /и// ♦
♦
О 5 10 15 20
примеси, ррт
Рис. 1 График корреляционной зависимости кислотного числа от примесей в трансформаторном масле
Как видно из данных табл. 1 и рис. 1 у исследуемых образцов трансформаторного масла кислотное число находится в пределах нормативных значений. Предельное максимальное значение кислотного числа для трансформаторов в эксплуатации установлено равным не более 0,25 мгКОН/г1. Можно сделать вывод о том, что в маслах присутствуют допустимые концентрации простых кислот.
Так как для контроля чистоты трансформаторного масла используют две основные электрические характеристики - пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь, далее нами исследованы зависимости этих характеристик от примесей, содержащихся в масле [5].
Данные экспериментальных исследований представлены в табл. 1 и на рис. 2.
01 з: X Щ эе 80
70 -
60 - — _у А
о. с 1С X 11 о 50
40 -
X и X ю о о. с
20
0 1
0 5 10 15 20
примеси, ррт У = -1Д955Х + 82,796
Р2 = 0,7842
Рис.2 График корреляционной зависимости пробивного напряжения от примесей в трансформаторном масле
Снижение пробивного напряжения свидетельствует о загрязнении трансформаторного масла водой, воздухом, волокнами и другими веществами. Зависимость величины пробивного напряжения от примесей характеризуется графиком,
1 РД 34.43.105-89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел. М., 1989. 52 с.
28
представленным на рис.2 [6; 7].
В результате нашего исследования установлена корреляционная зависимость пробивного напряжения от примесей, образующихся в масле в процессе его эксплуатации. У исследуемых образцов пробивное напряжение в пределах нормы (не менее 45 кВ2), и не зависит от влагосодержания. Предельное содержание влаги, не влияющее на пробивное напряжение трансформаторов 110-220 кВ составляет 30 ррт.
Анализ литературы показал, что из всех загрязняющих веществ особое влияние на пробивное напряжение оказывают нафтеновые кислоты и основания [1]. Таким образом, можно сделать вывод, что в масле содержится незначительное количество нафтеновых кислот и оснований, образовавшиеся в отработанном трансформаторном масле, которые прореагировали с реактивом Фишера.
В дальнейшем представленным методом можно отследить процесс образования этих веществ в масле в процессе эксплуатации.
Следующей исследуемой нами характеристикой трансформаторного масла является - тангенс угла диэлектрических потерь.
Тангенс угла диэлектрических потерь - показатель качества, чувствительный к присутствию в масле различных загрязнений [8].
На рис. 3 представлена зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от температуры нагрева масла.
0 20 40 60 80 100
Температура нагрева масла, °С
Образец! —■—Образец2 —♦— ОбразецЗ А Образец4
Рис.3 Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от температуры нагрева масла
Как общее правило, tg5 существенно увеличивается при повышении температуры, что говорит о содержании в нем различных примесей. Условия работы изоляции будут при этом более тяжелыми. Физико-химический анализ трансформаторного масла с разных подстанций города Казани показал, что тангенс угла диэлектрических потерь в зависимости от температуры нагрева масла возрастает (рис.3).
Температурная зависимость ведет себя именно таким образом, когда в масле присутствуют кислородосодержащие соединения, превращающиеся с повышением температуры в микроэмульсию и, следовательно, возрастает tg5 [9, 10].
2 РД 34.43.105-89. С. 52.
На основе данных табл. 1 были построены графики зависимости тангенса угла диэлектрических потерь при разных температурах от количества примесей (рис.4-6), получены уравнения, описывающие эти зависимости.
0,08 0,06
0,02
Ее
У = 0 ,(1'1 '1 ч <- эд
р ^ = о 5587
♦
10 15 20
приплеси, ррт
Рис.4 График корреляционной зависимости tgS при 20 °С от примесей в трансформаторном
масле
►
г= 0,0918х ю = Ь,6 0, ж 8757 4 /
♦
♦
О 5 10 15 20
примеси, ррт
Рис.5 График корреляционной зависимости tgS при 70 °С от примесей в трансформаторном
масле
►
_
♦
О 5 10 15 20
приплеси, ррт
Рис.6 График корреляционной зависимости tgS при 90 °С от примесей в трансформаторном
масле 30
Анализ данных графиков показывает, что прослеживается корреляционная зависимость тангенса диэлектрических потерь от примесей в масле.
В данном случае у исследуемых образцов проводимость обусловлена не наличием влаги, а количеством примесей, так как tgS находится в пределах нормы. Можно сделать вывод о том, что образцы масла содержат в допустимых пределах кислоты, пероксиды, альдегиды, спирты и фенолы, которые и влияют на значение tg5 и взаимодействуют с реактивом Фишера.
Проанализировав исследования, мы выяснили природу примесей, содержащихся в трансформаторном масле, которые реагируют с реактивом Фишера, а именно это простые кислоты и основания, также альдегиды и фенолы, вступающие в реакцию с метанолом, содержащимся в реактиве. Следовательно, в масле не может быть таких веществ как, серосодержащие соединения, смолистые нейтральные вещества, медные и железные соли, компонентов лака обмоток и старого шлама масел.
Выводы
На сегодняшний день существуют методы определения влаги в трансформаторном масле, которые выдают завышенное влагосодержание, имеют большую погрешность, так как их показания зависят от примесей, содержащихся в масле. Описанные нами исследования позволяют определить количество и исследовать природу загрязнителей отработанного масла, получить дополнительную информацию о происхождении примесей, образовавшихся в процессе эксплуатации и выяснить наличие или отсутствие ряда веществ в нем.
Литература
1. Липштейн Р.А., Шахович М.И. Трансформаторное масло. М.: Энергоатомиздат, 1983. 296 с.
2. Козлов В.К., Загустина И.Д. Модифицированный метод определения влагосодержания трансформаторного масла / В.К.Козлов, И.Д.Загустина // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2016. № 7-8. С. 87-90.
3. Валиуллина Д.М., Гарифуллин М.Ш., Козлов В.К.. Аналитический обзор. Методы и средства диагностики изоляционных масел. Казань: ООО «ИЦ Энергопрогресс», 2003 г. 144 с.
4. Черножуков Н.И., Крейн С.Э. Окисляемость минеральных масел. М.: Гостоптехиздат, 1959.
370 с.
5. Осотов В. Диагностика мощных силовых трансформаторов // Электроэнергетика: сегодня и завтра. 2014. №1. С. 67-69.
6. Маневич Л.О. Обработка трансформаторного масла. М.: Энергоатомиздат, 1985. 104 с.
7. Комаров В.Б., Львова М.М. Изменение показателей изоляции и трансформаторного масла в процессе длительной эксплуатации силовых трансформаторов и автотрансформаторов // ЭЛЕКТРО. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2014. № 5. С. 44-49.
8. Айзстраутс Э.В., Мункевицс М.Э. tgS как показатель качества изоляционных масел // Электрические станции, 1985. №1. С. 69-72.
9. Ковалев В.Д. Силовые трансформаторы. Важный элемент на всех уровнях производства, передачи и распределения энергии // Аналитический обзор материалов XVI Международной конференции «Силовые и распределительные трансформаторы и реакторы. Системы диагностики». Энерго-Info. Москва, 2013. №8 (79). С. 68-73.
10. Fofana I., Borsi H., Güchenbach J. Fundamental investigation on some transformer liquids under various outdoor condition // IEEE Trans, on Dielec. and Electric. Insulat. 2001. V.8. №6. P.1040-1047.
Авторы публикации
Валиуллина Дилия Мансуровна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Электроэнергетические системы и сети» Казанского государственного энергетического университета. Email: valiullinadiliya@mail.ru.
Загустина Ирина Дмитриевна - магистр техники и технологии, аспирант кафедры «Электроэнергетические системы и сети» Казанского государственного энергетического университета. Email: irina-zag@bk.ru.
Козлов Владимир Константинович - доктор физико-математических наук, профессор кафедры «Электроэнергетические системы и сети» Казанского государственного энергетического университета. Email: vk_kozlov@bk.ru.
References
1. Lipshtein R.A., Shakhovich M.I. Transformer oil. Moscow: Energoatomizdat, 1983. 296 p.
2. Kozlov V.K., Zagustina I.D. Modified method for determining the moisture content of transformer oil // Proceedings of the higher educational institutions. ENERGY SECTOR PROBLEMS. 2016. № 7-8. P. 87-90.
3. Valiullina D.M., Garifullin M.Sh., Kozlov V.K. Analytical review. Methods and means of diagnostics of insulating oils. Kazan: Energoprogress Information Center, 2003. 144 p.
4. Chernozhukov N.I, Kerin S.E. Oxidability of mineral oils. Moscow: Gostoptekhizdat, 1959. 370 p.
5. Osotov V. Diagnostics of powerful power transformers // Power engineering: today and tomorrow. 2014. №1. P.67- 69.
6. Manevich L.O. Treatment of transformer oil. Moscow: Energoatomizdat, 1985. 104 p.
7. Komarov V.B., Lvov M.M. Changes in the insulation and transformer oil parameters during the long-term operation of power transformers and autotransformers // ELEKTRO. Electrical engineering, electric power industry, electrotechnical industry. 2014. No. 5. P. 44-49.
8. Aizstrauts E.V., Munkevits M.E. tgS as an indicator of the quality of insulating oils // Power plants, 1985. No. 1. P. 69-72.
9. Koval V.D. Power transformers. An important element at all levels of production, transmission and distribution of energy // Analytical review of the materials of the XVI International Conference «Power and Distribution Transformers and Reactors. Diagnostic systems». Energo-Info. Moscow, 2013. № 8 (79). P. 68-73.
10. Fofana I., Borsi H., Gochenbach J. Fundamental investigation of some transformer liquids under various outdoor conditions // IEEE Trans, on Dielec. And Electric. Insulat. 2001. V.8. No.6. P.1040-1047.
Authors of the publication
Diliya M. Valiullina - Kazan state power engineering University, Kazan, Russia. Email: valiullinadiliya@mail.ru.
Irina D. Zagustina- Kazan state power engineering University, Kazan, Russia. Email: irina-zag@bk.ru. Vladimir K. Kozlov - Kazan state power engineering University, Kazan, Russia. Email: vk_kozlov@bk.ru.
Поступила в редакцию 18 июня 2018 г.
