Трансформаторное масло – это продукт, получаемый из нефти. Он используется в качестве электроизоляционного материала, теплоотводящей и дугогасящей среды, а также среды, защищающей твердую изоляцию от попадания воздуха и влаги. Как видим, перечень выполняемых задач достаточно широк, что выдвигает к свойствам трансформаторных масел определенные требования. В этой статье хотелось бы поговорить о том, что такое вязкость трансформаторного масла.
Среди прочих свойств электроизоляционных масел, вязкость является, пожалуй, одной из самых важных. Свежее масло, которое только заливается в трансформатор, должно иметь как можно меньшую вязкость. Это будет способствовать улучшению отведения тепла от обмоток.
Подобная ситуация наблюдается и в масляных выключателях. Их масло должно обладать большой подвижностью и малой вязкостью для того, чтобы сопротивление, оказываемое передвижным частям, было минимальным. Современные выключатели выдвигают новые требования к вязкости масел и зависимости ее повышения от понижения температуры.
Что такое вязкость масла?
Вязкость – одно из важнейших свойств трансформаторных масел, что связано с большим его влиянием на процессы теплообмена, протекающие в маслонаполненном оборудовании.
При выполнении инженерных расчетов используются понятия удельной, кинематической и динамической вязкости. Как и во многих случаях, при выборе масла для электротехнического оборудования приходится идти на компромисс. Все дело в том, что материал с высокой вязкостью хорошо влияет на электроизоляционные свойства, а низкая вязкость снижает охлаждающую способность. Поэтому на практике выбирается оптимальный вариант, который в состоянии обеспечить хорошее выполнение как первой, так и второй функции.
Поскольку условия работы силовых трансформаторов достаточно тяжелые и могут характеризоваться повышенными температурами, стоит учитывать изменение вязкости при нагревании. Повышение температуры приводит к уменьшению вязкости и наоборот.
Обычно в справочной литературе можно найти несколько значений вязкости трансформаторного масла, указанных для определенной температуры. Применяя известные математические методы (интерполяцию, экстраполяцию и т.п.) несложно найти значение вязкости при интересующей температуре, даже если она не указана в справочнике. Например, среднее значение кинематической вязкости для трансформаторного масла составляет (28‑30)∙10 -6 м 2 /с.
Условная и кинематическая вязкость трансформаторного масла
Такой параметр, как условная вязкость , определяют с помощью специального прибора – вискозиметра Энглера, по методике, изложенной в ГОСТ 6558-52. При этом смотрят на так называемое водное число вискозиметра: т.е. истечение 200 см дистиллированной воды при 20 ºС. Оно не должно быть меньше 50 и больше 52.
Кинематическую вязкость определяют с помощью капиллярного вискозиметра (вискозиметра Пинкевича), который имеет вид трубки У-образной формы. Методика измерений изложена в ГОСТ 33-82.
На практике при выборе вязкости масел необходимо искать компромисс, так как с одной стороны высокое ее значение хорошо влияет на электроизоляционные свойства, но ухудшает охлаждающую способность и увеличивает сопротивление движущимся частям механизмов. Малая вязкость оказывает противоположное влияние.
Как правило, разные сорта трансформаторных масел имеют и различную вязкость. Этот показатель существенно зависит от температуры (если масло нагревать, то его вязкость уменьшается), поэтому в справочной литературе в большинстве случаев указывают несколько значений этого показателя при разных температурах.
Например, при положительных рабочих температурах от 50 ºС до 90 ºС вязкость масел различного происхождения может отличаться примерно в два раза. Для различных масел при положительной температуре температурный градиент вязкости не превышает 1 мм 2 /с на 1 ºС.
В случае отрицательных температур вязкость разных сортов масел может возрастать очень неравномерно. Посудите сами: в интервале -20 ºС … -30 ºС температурный градиент вязкости составляет 60-70, -30 ºС … -40 ºС – 90-370, -40 ºС … -50 ºС – 800-6000, а в интервале -50 ºС … -60 ºС может достигать 50000 мм 2 /с на 1 ºС и выше.
Если изменение вязкости трансформаторных масел происходит в области низких температур, то в этом случае нужно учитывать такое явление, как аномалия вязкости. Также скидку на высокие значения вязкости нужно делать в том случае, если вводится в эксплуатацию мощный трансформатор с циркуляционным охлаждением. В таких аппаратах на протяжении длительного времени масло находится под воздействием низких температур.
В устройствах типа масляных выключателей или контакторов для регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов работоспособность также напрямую зависит от вязкости.
Измерение вязкости трансформаторных масел
Определение условной вязкости трансформаторных масел осуществляется при помощи специальных приборов – вискозиметров Энглера. Они состоят из латунного и металлического сосудов, калиброванной трубки, пробки и указательных штифтов.
Вязкость масла в градусах Энглера – это время, необходимое для истечения 200 миллилитров масла, нагретого до температуры 50ºС, деленное на время истечения такого же объема дистиллированной воды, но уже при температуре 20ºС.
Для нахождения динамической и кинематической вязкости используются специальные эмпирические формулы, которые учитывают силу, действующую на твердый шарик в масле, его радиус, скорость движения, радиус и высоту сосуда. Кинематическую вязкость получают путем деления известной динамической вязкости на плотность трансформаторного масла.
Кроме приборов Энглера для измерения условной вязкости могут также использоваться и другие вискозиметры: ротационные, шариковые, электроротационные, капиллярные и пластовискоизиметры.
Для сохранения оптимального численного значения вязкости трансформаторного масла на протяжении всего срока его эксплуатации необходимо использовать специальное оборудование. Все дело в том, что в ходе работы силовых трансформаторов на масла действует ряд неблагоприятных факторов: солнечный свет, высокие температуры, кислород воздуха, механические примеси и т.д. Совокупность этих факторов приводит к ухудшению эксплуатационных параметров масел и их отклонению от нормированных значений. В первую очередь речь идет о пробивном напряжении, кислотном числе, тенгенсе угла диэлектрических потерь, температуре вспышки. Не является исключением и вязкость.
Поэтому для сохранения всех эксплуатационных параметров трансформаторного масла на уровне нормированных значений необходимо выполнение определенных мероприятий: очистки, сушки и регенерации.
Компания GlobeСore предлагает широкий выбор оборудования, предназначенного для работы с трансформаторными маслами. Применение технологий GlobeCore позволяет не только поддерживать параметры трансформаторных масел на должном уровне, но и восстанавливать их в случае ухудшения.
Установки очистки, осушки и регенерации трансформаторных масел от компании GlobeCore – это энергоэффективное и экологичное решение проблемы поддержания и ухудшения качественных характеристик трансформаторных масел! Для обеспечения надежной работы Вашего маслонаполненного оборудования достаточно просто с специалистами нашей компании и с их помощью выбрать установку необходимой производительности.
Масляные выключатели и реакторную аппаратуру. В реакторном оборудовании они служат средой для гашения дуги.
Требования
Электроизоляционные качества, которыми обладают трансформаторные масла, зависят от диэлектрических потерь. Диэлектрическую прочность масел для трансформаторов способны сильно уменьшить вода и разнообразные волокна. Следовательно, этих веществ в его составе быть не должно. Важным параметром является температура застывания. Чтобы сохранить подвижность на холоде, этот показатель у рабочей жидкости должен составлять - 45 °С и ниже. Чтобы тепло отводилось с максимальной эффективностью, жидкость должна иметь минимальную вязкость при температуре вспышки, которая для различных марок не должна быть меньше 150-95 °С.
Самый важный параметр, которым обладают трансформаторные масла, это устойчивость к окислению, или свойство поддерживать постоянство характеристик при работе в течение длительного времени. Большая часть используемых сортов трансформаторных масел стабилизированы такими присадками против окисления, как ионол или агидол-1. Их действие основано на возможности вступать в реакцию с активными пероксидными радикалами, образующимися во время прохождения цепной реакции оксидирования углеводородов. Стабилизированные ионолом жидкости для трансформатора чаще всего окисляются с явно выраженным периодом индукции.
В начальной стадии масла, сохраняющие восприимчивость к присадкам, окисляются очень медленно, поскольку все появляющиеся в масле очаги окисления подавляются ингибитором. Когда присадка истощается, скорость окисления приближается к той, с какой окисляется исходное масло. Присадка тем действеннее, чем более длителен индукционный цикл окисления. Эффект от действия присадки определяется углеводородным составом трансформаторного масла и примесями прочих соединений неуглеводородного происхождения, усиливающих окисление масла (это азотистые основания, нафтеновые кислоты, кислородсодержащие продукты оксидирования).
Трансформаторные масла призваны изолировать части и узлы силовых трансформаторов, которые находятся под воздействием напряжения, отвести тепло от деталей, подвергающихся нагреву в процессе их работы, и защитить изоляцию от воздействия влаги.
Параметры
Масло трансформаторное, характеристики которого полностью определяются его содержанием, в свою очередь, в значительной мере зависит от химического состава исходного сырья и используемых методов очистки. В применяемых марках трансформаторных масел имеются отличия по химическому составу и эксплуатационным характеристикам, и предназначены они для различных целей. Для новых масляных трансформаторов требуются лишь совершенно свежие масла, которые до того не находились в эксплуатации. У каждой партии жидкости, которая используется для заливки, должен иметься сертификат фирмы-производителя. До того как залить трансформаторное масло, поступающее с нефтеперерабатывающего завода, в силовой трансформатор, необходимо провести его очистку от влаги, газов и механических примесей.
Влага может содержаться в трансформаторном масле в различной форме. Это может быть осадок, эмульсия и раствор. Трансформаторное масло перед заливкой подвергается полной очистке от влаги, содержащейся в масле в состоянии эмульсии и в форме отстоя. В качестве раствора влага не влияет в значительной степени на тангенс угла потерь и электрическую прочность, правда, содействует увеличению окисляемости жидкости для трансформаторов и ухудшению стабильности ее состава. В связи с этим получение значений напряжения пробива и тангенса угла потерь, удовлетворяющих нормам, не может служить критерием полной очистки.
Важным параметром является плотность трансформаторного масла. Ее необходимо знать, чтобы рассчитать массу продукта, поступившего на пред-приятие. Плотность трансформаторного масла позволяет узнать его углеводородный состав.
При значении давления, равном атмосферному, в растворенном состоянии в масле трансформатора может быть до 10 % воздуха. Если силовые трансформаторы оснащены пленочной и азотной защитой, то перед заливкой специальное масло должно подвергнуться дегазации, чтобы достичь остаточного содержания газа, не превышающего 0,1 % массы.
После того как очистка произведена, механических примесей в масле быть не должно.
Измерение параметров масла
Проверку параметров масел проводят, анализируя их электроизоляционные и физико-химические характеристики:
- электрическую прочность;
- тангенс угла потерь;
- замер влагосодержания;
- замер содержания газа в масле посредством абсорбциометра состоит в определении степени изменения остаточного давления в некоторой емкости после того, как в нее залиты пробы испытуемой жидкости;
- измерение количественного состава механических примесей путем пропускания образца, растворенного в бензине, сквозь бумажный фильтр без содержания золы.
Способ определения влагосодержания масла базируется на том, что происходит выделение водорода в ходе реакции влаги, находящейся в масле, с гидридом кислорода.
Испытания трансформаторного масла
Перед тем как вводить в эксплуатацию трансформаторы, производится испытание трансформаторного масла.
Для трансформаторного оборудования, всех номинальных напряжений испытания масла из бака РПН производятся в полном соответствии с руководством предприятия-производителя. Масло для оборудования, имеющего мощность до 630 кВА, которое устанавливается в электрических сетях, разрешается не подвергать испытаниям.
Трансформаторное масло проверяется заказчиками в сертифицированной лаборатории, которая аттестована на право его испытывать.
Центрифугирование
Такой метод обработки трансформаторного масла состоит в удалении влаги и взвешенных частиц под воздействием центробежных сил. Таким образом удаляется только влага, которая находится в форме эмульсии, и частицы в твердом состоянии. Удельная масса частиц при центрифугировании должна быть больше, чем у трансформаторного масла, подвергаемого обработке. Этим способом очищают преимущественно жидкость для силовых трансформаторов, имеющих напряжение до 35 кВ, или производят ее предварительную обработку.
Фильтрование
Метод состоит в пропускании масла через перегородки пористого типа, задерживающие все содержащиеся в нем примеси.
Адсорбционная обработка
Метод очистки трансформаторного масла посредством адсорбции базируется на поглощении воды и других примесей разнообразными адсорбентами. В их качестве используются синтетические цеолиты, имеющие высокую поглощающую способность, особенно по отношению к частицам воды. Очистка трансформаторного масла цеолитами дает возможность удалить из его состава влагу, находящуюся в состоянии раствора.
Вакуумная обработка
Базовым элементом метода очистки стал дегазатор. Сырое масло сначала подогревается до температуры 50-60 °C. После этого происходит распыление масла в дегазаторе на первой его ступени. Далее оно тончайшей струйкой стекает вдоль поверхности колец Рашига. При этом первая ступень подвергается вакуумированию посредством вакуум-насоса. Выделяемые водяные и газовые пары откачиваются через воздушный фильтр и цеолитовый патрон. Из емкости дегазатора первой ступени масло самотеком проходит во вторую ступень, где оно окончательно осушается и дегазуется. На завершающем этапе трансформаторное масло проходит сквозь фильтр тонкой очистки, подаваясь в трансформатор.
Отработанное масло
Отработанное трансформаторное масло регенерируется на серийных маслорегенерационных установках с использованием силикогеля.
Трансформаторное масло ГК
Указанную маркировку техническая жидкость получила на основании способа ее производства. Масло трансформаторное ГК получают по технологии гидрокрекинга. Сырьем для его изготовления служат парафинистые сернистые нефти. Этот вид масла имеет высокие изоляционные свойства и рекомендуется к использованию в разнообразном высоковольтном оборудовании. Масло трансформаторное ГК содержит присадку ионол и обладает лучшими антиокислительными свойствами.
При установившемся режиме и естественном охлаждении трансформатора температура масла в каждой горизонтальной плоскости имеет неизменное значение (рис. 8-1).
Рис. 8-1. Температура масла по высоте бака трансформатора [Л. 8-1].
При этом следует заметить, что только в граничных слоях масла (толщиной около 3 мм), непосредственно омывающих поверхность катушек и бака, происходят колебания температуры. Для того чтобы обеспечить достаточную продолжительность жизни изоляции трансформатора, важно быстрее снижать температуру, т. е. более интенсивно отводить тепло от нагретого провода [Л. 8-1].
Величина коэффициента теплопередачи, помимо других переменных, определяется физическими свойствами теплоносителя: плотностью, теплоемкостью, теплопроводностью и вязкостью [Л. 8-2, 8-3].
Плотность товарных трансформаторных масел обычно варьирует в довольно узких пределах: 0,860-0,900.
С достаточной для многих практических задач точностью температурная зависимость плотности определяется приближенно по уравнению
https://pandia.ru/text/80/153/images/image291.gif" width="26" height="24"> - плотность при температуре 20° С; t - температура, для которой вычисляется плотность; α - температурная поправка плотности на 1°С (табл. 8-1).
Таблица 8-1. Средние температурные поправки плотности нефтяных масел [Л. 8-4].
Теплоемкость и теплопроводность трансформаторных масел зависят от температуры и связаны с плотностью масла.
На рис. 8-2 и 8-3 приведены соответствующие соотношения, заимствованные из [Л. 8-5].
Рис. 8-2. Коэффициент теплопроводности трансформаторных масел различной плотности в зависимости от температуры [Л. 8-5] .
Для определения коэффициента теплопроводности трансформаторных масел в интервале температур от 0 до +120° С можно пользоваться номограммами [Л. 8-6]; в необходимых случаях этот параметр определяют экспериментально [Л. 8-7].
Рис. 8-3. Удельная теплоемкость трансформаторных масел различной плотности в зависимости от температуры [Л..jpg" width="347" height="274">
Рис. 8-4. Практические коэффициенты теплоотдачи теплообменных аппаратов в зависимости от скорости потока и вязкости теплоносителя [Л. 8-9]. 1 - скорость потока 1,2 м/сек; 2 - то же 0,3 м/сек.
Вязкость чистых углеводородов изменяется в широких пределах в зависимости от величины и структуры молекулы. Различают динамическую вязкость η, выраженную обычно в сантипуазах (1 спз 10-3 кГ/мсек ), которая применяется для выражения абсолютных сил, действующих между слоями жидкости, и кинематическую вязкость. Последняя представляет собой отношение динамической вязкости жидкости при данной температуре к ее плотности при той же температуре: νк = η/ρ. Пользование νк весьма удобно при исследовании движения вязких жидкостей.
Увеличение молекулярного веса парафиновых углеводородов приводит к повышению вязкости. Для ароматических углеводородов с повышением длины боковой цепи вязкость увеличивается примерно по параболическому закону (относительно числа атомов углерода в боковых цепях) (рис. 8-5).
Рис. 8-5. Зависимости между вязкостью и длиной боковой цепи для алкилбензолов (пунктирная линия) и β-алкилнафталинов (сплошная линия) [Л. 8-10].
Наличие циклов в молекулах углеводородов приводит к повышению их вязкости. Чем сложнее строение кольца, тем больше вяз-Гость при данном молекулярном весе. Вязкость алкилзамещенных ароматических углеводородов возрастает с увеличением числа боковых цепей. [Л. 8-10. 8-13].
Установлена функциональная зависимость между параметрами, определяющими вязкостные свойства масла, и его углеводородным составом, которая подтверждена экспериментально на примере большого числа образцов масла. Указывается, что, используя такую зависимость, можно на основании данных структурно-группового анализа масла вычислить значения его вязкости при любой температуре, превышающей температуру застывания масла [Л. 8-14].
Исследования, проведенные с различными масляными дистиллятами отечественных нефтей [Л. 8-15], показывают, что наилучшими вязкостно-температурными характеристиками обладают фракции масел, содержащие нафтеновые и парафиновые углеводороды. Удаление парафиновой части из таких фракций приводит обычно к возрастанию уровня вязкости и улучшению низкотемпературных свойств масел.
Для ароматической фракции масла характерно улучшение вязкостно-температурных свойств при увеличении содержания углеводородов с большим количеством атомов углерода в цепях.
Приведенные данные свидетельствуют, что структура углеводородов определяет не только абсолютное значение вязкости их, но также и характер температурной зависимости вязкости. Эта характеристика имеет большое значение при применении масел в трансформаторах, устройствах для переключения под нагрузкой, а также в масляных выключателях.
Весьма важно, чтобы в условиях низких температур вязкость трансформаторного масла была как можно меньше; иными словами, кривая, характеризующая температурную зависимость вязкости масла, должна быть достаточно пологой. В противном случае при высокой вязкости масла в охлажденном трансформаторе будет затруднен отвод тепла от его обмоток в начальный период после включения, что приведет к их перегреву. В переключающих устройствах трансформаторов и масляных выключателях увеличение вязкости масла создает препятствие для перемещения подвижных частей аппаратуры, что влечет за собой нарушение нормальной работы. В связи с этим в некоторых стандартах на трансформаторное масло нормируется вязкость при температуре -30° С. Изменение вязкости трансформаторного масла в зависимости от температуры хорошо описывается уравнением Вальтера [Л. 8-16].
где ν - кинематическая вязкость, сст; Т - температура, °К; р и m - постоянные величины.
На основании этой формулы построена специальная номограмма, с помощью которой, зная вязкость масла при двух определенных температурах, можно приближенно установить вязкость его при любой заданной температуре [Л. 8-17]. В области высоких значений вязкости (т. е. при низких отрицательных температурах) номограммой можно пользоваться лишь до тех пор, пока масло остается ньютоновской жидкостью и не имеет места аномалия вязкости. При температуре ниже минус 20° С иногда наблюдаются отклонения значений вязкости от прямой на номограмме. Для большинства трансформаторных масел предел пользования номограммой соответствует вязкости примерно 1 000-1 500 сст. Другим недостатком номограмм такого рода является то, что двойное логарифмирование приводит к сглаживанию вязкостно-температурной зависимости и наклоны соответствующих прямых для различных масел мало различаются.
В некоторых случаях используют так называемую шкалу Ф [Л. 8-18]. При построении этой шкалы на ось абсцисс наносят температуру в равномерном масштабе. На ось ординат наносят шкалу вязкости таким образом, чтобы для данного трансформаторного масла, принятого за эталон, температурная зависимость вязкости характеризовалась прямой линией. Тогда для других трансформаторных масел зависимость вязкости от температуры также будет изображаться прямой линией. Это позволяет производить интерполяцию и экстраполяцию значений вязкости любого трансформаторного масла по двум опытным точкам (рис. 8-6).
Рис. 8-6. Шкала Ф для интерполяции и экстраполяции вязкости трансформаторных масел при различных температурах по двум опытным точкам; при построении шкалы в качестве эталона попользована опытная зависимость v=f(t) для товарного масла из бакинских нефтей.
Объемный вес масла для трансформаторов не является фиксированной паспортной величиной. Понятно, что данное масло, как и любая другая жидкость, при ее помещении в различные сосуды будет иметь разный объем. Поэтому поговорим о характеристике паспортной, такой как объемный вес трансформаторного масла.
Определение объемного веса
Начнем с определения. Объемный вес масла – это отношение его веса при температуре +20 ºС к весу воды, занимающей тот же объем, но уже при температуре +4 ºС.
Показатели нормы объемного веса масла для трансформаторов
Данный показатель не является нормированным. При температуре +20 ºС для трансформаторного масла он равен 0,856-0,886. Если производить нагревание, то значение объемного веса будет уменьшаться, а при охлаждении – наоборот увеличиваться.
Коэффициент изменения
Чтобы осуществить определение объемного веса масла при температуре, которая отличается от +20 ºС, нужно при ее повышении отнять, а при понижении добавить коэффициент изменения объемного веса на каждый градус. Обычно для электроизоляционных масел численное значение этого показателя составляет 0,0007 на 1 ºС.
ГОСТ
Можно для определения объемного веса также использовать специальную методику, изложенную в ГОСТ-3900-47. Там же приводится таблица, в которой размещены поправки на температуру, не равную +20 ºС.
Приборы для определения объемного веса трансформаторного масла
На практике наиболее простым способом определения объемного веса является использование прибора ареометра (нефтеденсиметра). Порцию испытуемого масла набирают в стеклянный цилиндр, а потом туда помещают и ареометр. Отсчет ведется по верхнему краю мениска.
Влияние температур
Если температуру масла изменить на +100 ºС, например, от -35 ºС до +65 ºС, то его объем изменится приблизительно на 7%. Учитывая тот факт, что при эксплуатации температура может меняться в более широких пределах, объем расширителя нужно подбирать на уровне 9-10% объема масла.
25.1 Контроль качества трансформаторных масел при приеме и хранении
Поступающая на энергопредприятие партия трансформаторного масла должна быть подвергнута лабораторным испытаниям в соответствии с требованиями раздела 5.14 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20.501-95).
Нормативные значения показателей качества для свежего масла в зависимости от его марки приводятся в табл. 25.1. Таблица составлена на основании требований действующих ГОСТ и ТУ к качеству свежих трансформаторных масел на момент разработки настоящего документа.
25.1.1 Контроль трансформаторного масла после транспортирования
Из транспортной емкости отбирается проба масла в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. Проба трансформаторного масла подвергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 4, 11, 12, 14, 18 из табл. 25.1.
Показатели качества 2, 3, 4, 14, 18 определяются до слива масла из транспортной емкости, а 11 и 12 можно определять после слива масла.
Показатель 6 должен дополнительно определяться только для специальных арктических масел.
25.1.2 Контроль трансформаторного масла, слитого в резервуары
Трансформаторное масло, слитое в резервуары маслохозяйства, подвергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 4, 18 из табл. 25.1 сразу после его приема из транспортной емкости.
25.1.3 Контроль трансформаторного масла, находящегося на хранении
Находящееся на хранении масло испытывается по показателям качества 2, 3, 4, 5, 11, 12, 14, 18 из табл. 25.1 с периодичностью не реже 1 раза в 4 года.
25.1.4. Расширение объема контроля
Показатели качества масла из табл. 25.1, не указанные в пп. 25.1.1-25.1.3, определяются в случае необходимости, по решению технического руководителя энергопредприятия.
25.2 Контроль качества трансформаторных масел при их заливке
В электрооборудование
25.2.1 Требования к свежему трансформаторному маслу
Свежие трансформаторные масла, подготовленные к заливке в новое электрооборудование, должны удовлетворять требованиям табл. 25.2.
25.2.2 Требования к регенерированным и очищенным маслам
Регенерированные и (или) очищенные эксплуатационные масла, а также их смеси со свежими маслами, подготовленные к заливке в электрооборудование после ремонта, должны удовлетворять требованиям табл. 25.3.
25.3 Контроль качества трансформаторных масел при их эксплуатации
В электрооборудовании
25.3.1 Объем и периодичность испытаний
Объем и периодичность проведения испытаний масла указаны в разделах на конкретные виды электрооборудования, нормативные значения показателей качества приводятся в табл. 25.4.
На основании полученных результатов лабораторных испытаний масла определяют области его эксплуатации:
Область "нормального состояния масла" (интервал от предельно допустимых значений после заливки масла в электрооборудование, приведенных в табл. 25.2, столбец 4, и до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации, приведенных в табл. 25.4, столбец 3), когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования и при этом достаточно минимально необходимого контроля показателей 1-3 из табл. 25.4 (сокращенный анализ);
Область "риска" (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла, приведенных в табл. 25.4, столбец 3, до предельно допустимых значений показателей качества масла в эксплуатации, приведенных в табл. 25.4, столбец 4), когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный и расширенный контроль для прогнозирования срока его службы и (или) принятия специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт.
Таблица 25.1
Показатели качества свежих отечественных трансформаторных масел
Показатель |
Марки масел и номера нормативных документов |
||||||||||
ТУ |
ТУ |
ТУ |
ТУ |
ТУ |
ГОСТ 10121-76 |
ТУ 38.401.1033-95 |
ТУ 38.101.1271-89 |
ТУ |
стандарта на метод испытаний |
||
1. Вязкость кинематическая, мм/с (ССт), не более при: |
|||||||||||
2. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более |
ГОСТ 5985-79 |
||||||||||
3. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже |
ГОСТ 6356-75 |
||||||||||
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
ГОСТ 6307-75 |
|||||
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
ГОСТ 6370-83 |
|
6. Температура застывания, °С, не выше |
ГОСТ 20287-91 |
||||||||||
7. Зольность, %, не более |
ГОСТ 1461-75 |
||||||||||
8. Натровая проба, оптическая плотность, баллы, не более |
ГОСТ 19296-73 |
||||||||||
9. Прозрачность при 5°С |
Прозрачно |
Прозрачно |
Прозрачно |
ГОСТ 982-80, п. 5.3 |
|||||||
10. Испытание коррозионного воздействия на пластинки из меди марки M1 или М2 по ГОСТ 859-78 |
Выдерживает |
Выдерживает |
Выдерживает |
Выдерживает |
Выдерживает |
Выдерживает |
Выдерживает |
Выдерживает |
ГОСТ 2917-76 |
||
11. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более при 90°С |
ГОСТ 6581-75 |
||||||||||
12. Стабильность против окисления: |
|||||||||||
Масса летучих кислот, мг КОН на 1 г масла, не более |
|||||||||||
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
Отсутствие |
||||||
Кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более |
|||||||||||
13. Стабильность против окисления, метод МЭК, индукционный период, ч, не менее |
МЭК 1125(В)-92 |
||||||||||
14. Плотность при 20°С, кг/м3, не более |
ГОСТ 3900-85 |
||||||||||
15. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более |
ГОСТ 20284-74 |
||||||||||
ГОСТ 19121-73 |
|||||||||||
РД 34.43.105-89 |
|||||||||||
18. Внешний вид |
Чистое, прозрачное, свободное от видимых загрязнений, воды, частиц, волокон |
Визуальный контроль |
|||||||||
___________________
___________________
* при 40°С,
** при -40°С.
(Измененная редакция, Изм. № 2)
Таблица 25.2
Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливке
в новое электрооборудование
Примечание |
||||
после заливки в электрооборудование |
||||
6581-75, кВ, не менее |
Электрооборудование: |
|||
до 35 кВ включительно |
||||
от 60 до 150 кВ включительно |
||||
от 220 до 500 кВ включительно |
||||
Электрооборудование: |
||||
свыше 220 кВ |
||||
При применении арктического масла (АГК) или масла для выключателей (МВТ) значение данного показателя определяется стандартом на марку масла по табл. 25.1 |
||||
ГОСТ 1547-84 (качественно) |
Отсутствие |
Отсутствие |
||
Отсутствие (11) |
Отсутствие (12) |
|||
6. Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С по ГОСТ 6581-75, %, |
Силовые и |
|||
не более* |
||||
Электрооборудование всех видов и классов напряжений |
Отсутствие |
Отсутствие |
||
При арбитражном контроле определение данного показателя следует проводить по стандарту МЭК 666-79 или (и) РД 34.43.208-95 |
||||
9. Температура застывания, ГОСТ 20287-91, °С, не выше |
||||
11. Стабильность против окисления по ГОСТ 981-75: |
Силовые и измерительные трансформаторы от 110 до 220 кВ включительно |
Условия процесса: 120°С, 14 ч, 200 мл/мин О2 |
||
кислотное число окисленного масла, мг КОН/г масла, не более; |
||||
Силовые и измерительные трансформаторы свыше 220 до 750 кВ включительно, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше |
В соответствии с требованиями стандарта на конкретную марку масла, допущенного к применению в данном оборудовании |
Для свежего масла допускается определение по стандарту МЭК 474-74 или 1125(В)-92 |
||
* Допускается применять для заливки силовых трансформаторов до 500 кВ включительно трансформаторное масло ТКп по ТУ-38.101.980-81 и до 220 кВ включительно масло ТКп по ТУ 38.401.5849-92, а также их смеси с другими свежими маслами, если значение tgd при 90°С не будет превышать 2,2% до заливки и 2,6% после заливки и кислотного числа не более 0,02 мг КОН/г, при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.
Таблица 25.3
Требования к качеству регенерированных и очищенных масел, подготовленных к заливке
в электрооборудование после его ремонта1)
Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания |
Предельно допустимое значение показателя качества масла |
Примечание |
||
предназначенного к заливке в электрооборудование |
после заливки в электро- |
|||
1. Пробивное напряжение по ГОСТ |
Электрооборудование: |
|||
6581-75, кВ, не менее2) |
до 15 кВ включительно |
|||
до 35 кВ включительно |
||||
от 60 до 150 кВ включительно |
||||
от 220 до 500 кВ включительно |
||||
2. Кислотное число по ГОСТ 5985-79, мг КОН/г масла, не более |
||||
Измерительные трансформаторы до 220 кВ включительно |
||||
3. Температура вспышки в закрытом тигле, по ГОСТ 6356-75, °С, не ниже |
Силовые трансформаторы до 220 кВ включительно |
При применении арктического масла (АГК) или масла для выключателей (МВТ) значение данного |
||
показателя определяется стандартом на марку масла по табл. 25.1 |
||||
Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные измерительные трансформаторы |
Допускается определение данного показателя методом Карла Фишера или хроматографическим методом по РД 34.43.107-95 |
|||
Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла |
||||
по ГОСТ 1547-842) (качественно) |
Электрооборудование, при отсутствии требований предприятий-изготовителей по количественному определению данного показателя |
Отсутствие |
Отсутствие |
|
Электрооборудование до 220 кВ включительно |
Отсутствие (11) |
Отсутствие (12) |
||
РТМ 34.70.653-83, %, не более (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более) |
Электрооборудование свыше 220 до 750 кВ включительно |
|||
6. Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°C по ГОСТ 6581-75, %, |
Силовые трансформаторы до 220 кВ включительно |
Проба масла дополнительной обработке не подвергается |
||
Измерительные трансформаторы до 220 кВ включительно |
||||
Силовые и измерительные трансформаторы св. 220 до 500 кВ включительно |
||||
Силовые и измерительные трансформаторы св. 500 до 750 кВ включительно |
||||
Электрооборудование всех видов и классов напряжения |
Отсутствие |
Отсутствие |
||
Силовые трансформаторы до 220 кВ включительно |
При арбитражном контроле определение данного показателя |
|||
4-метилфенол или ионол), по РД 34.43.105-89, % массы, не менее |
Силовые и измерительные трансформаторы до 750 кВ включительно |
следует проводить по стандарту МЭК 666-79 или (и) РД 34.43.208-95 |
||
9. Температура застывания по ГОСТ 20287-91, °С, не выше |
Электрооборудование, заливаемое арктическим маслом |
|||
Трансформаторы с пленочной защитой |
||||
11. Стабильность против окисления по ГОСТ 981-753) |
Силовые и измерительные трансформаторы свыше 220 до 750 кВ включительно |
Условия процесса: 130°С, 30 ч, 50 мл/мин О2 |
||
кислотное число окисленного масла, мг КОН/г масла, не более |
||||
массовая доля осадка, %, не более |
Отсутствие |
|||
Электрооборудование: |
||||
73, %, не более |
до 220 кВ включительно |
|||
св. 220 до 500 кВ включительно |
||||
св. 500 до 750 кВ включительно |
||||
_____________________
1) Применение регенерированных и очищенных эксплуатационных масел для заливки высоковольтных вводов после ремонта не допускается, данное электрооборудование заливается после ремонта свежими маслами, отвечающими требованиям табл. 25.2.
2) В масляных выключателях допускается применять регенерированные или очищенные эксплуатационные масла, а также их смеси со свежими маслами, если они удовлетворяют требованиям настоящей таблицы (пп. 1 и 4) и имеют класс промышленной чистоты не более 12 (ГОСТ 17216-71).
3) В случае необходимости по решению технического руководителя предприятия допускается залив регенерированного и очищенного эксплуатационного трансформаторного масла в силовые и измерительные трансформаторы до 500 кВ включительно, если стабильность против окисления будет соответствовать норме на масло ТКп (см. табл. 25.1), а остальные показатели качества будут удовлетворять требованиям настоящей таблицы.
Таблица 25.4
Требования к качеству эксплуатационных масел
Показатель качества масла и номер |
Значение показателя качества масла |
Примечание |
||
стандарта на метод испытания |
ограничивающее область нормального состояния |
предельно допустимое |
||
1. Пробивное напряжение по ГОСТ |
Электрооборудование: |
|||
6581-75, кВ, не менее |
до 15 кВ включительно |
|||
до 35 кВ включительно |
||||
от 60 до 150 кВ включительно |
||||
от 220 до 500 кВ включительно |
||||
2. Кислотное число по ГОСТ 5985-79, мг КОН/г масла, не более |
||||
3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75, °С, не ниже |
Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы |
Снижение более чем на 5°С в сравнении с предыдущим анализом |
||
Трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы |
Допускается определение данного показателя методом Карла Фишера или хроматогра- |
|||
Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы |
фическим методом по РД 34.43.107-95 |
|||
по ГОСТ 1547-84 (качественно) |
Электрооборудование, при отсутствии требований предприятий-изготовителей по количественному определению данного показателя |
Отсутствие |
Отсутствие |
|
ГОСТ 6370-83, % (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более); |
Электрооборудование до 220 кВ включительно |
Отсутствие (13) |
Отсутствие (13) |
|
РТМ 34.70.653-83, %, не более (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более) |
Электрооборудование свыше 220 до 750 кВ включительно |
|||
6. Тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581-75, %, не более, |
Силовые и измерительные трансформаторы, высоковольтные вводы: |
Проба масла дополнительной обработке не подвергается |
||
при температуре 70°С/90°С |
110-150 кВ включительно |
Норма tgd при 70°С |
||
220-500 кВ включительно |
факультативна |
|||
Силовые трансформаторы, герметичные высоковольтные вводы, герметичные измерительные трансформаторы до 750 кВ включительно |
||||
Негерметичные высоковольтные вводы и измерительные трансформаторы до 500 кВ включительно |
||||
Трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы свыше 110 кВ |
||||
Силовые и измерительные трансформаторы, негерметичные высоковольтные вводы, свыше 110 кВ |
Определение данного показателя производится по РД 34.43.105-89 |
|||
Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы |
Допускается определение хроматографическим методом по РД 34.43.107-95 |
|||
Трансформаторы и вводы свыше 110 кВ |
Определение данного показателя производится хроматографическими методами по РД 34.43.206-94 или |
|||
_________________
* Показатель 11 рекомендуется определять в случае обнаружения в трансформаторном масле значительных количеств СО и СО2 хроматографическим анализом растворенных газов, которые свидетельствуют о возможных дефектах и процессах разрушения твердой изоляции.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
25.3.2 Расширенные испытания трансформаторного масла
Необходимость расширения объема испытаний показателей качества масел и (или) учащения периодичности контроля определяется решением технического руководителя энергопредприятия.
25.3.3 Требования к трансформаторным маслам, доливаемым в электрооборудование
Трансформаторные масла, доливаемые в электрооборудование в процессе его эксплуатации, должны удовлетворять требованиям табл. 25.4, столбец 3.
