Тангенс угла диэлектрических потерь масла

Газосодержание

Влагосодержание

Содержание водорастворимых кислот и щелочей

Растворимый шлам, механические примеси и взвешенный уголь

Температура вспышки

Минимальное пробивное напряжение

Напряжение, при котором происходит первый пробой масла, во внимание не принимают. Пробивное напряжение определяют как среднее арифметическое шести значений напряжений [Л.1].

Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов, аппаратов и вводов устанавливается согласно табл. 5.1 [Л.3].

Таблица STYLEREF 2 \n 4. SEQ Таблица \* ARABIC \r 1 1

Для трансформаторов с номинальным	Наименьшее пробивное напряжение, кВ
напряжением, кВ	для свежего масла	для эксплуа­та­ци­он­­ного масла всех марок
до 15 кВ включительно	определяется в
свыше 15 до 35 кВ включительно	соответствии с
от 60 до 220 кВ включительно	[Л.6]
от 330 до 500 кВ включительно
750 кВ

Разброс результатов при определении пробивного напряжения масла происходит в основном из-за наличия механических примесей в масле [Л.2].

Допускается снижение температуры вспышки эксплуатационного масла всех марок не более, чем на 5°С по сравнению с предыдущим анализом [Л.3].

Температура вспышки при нормальной работе трансформатора постепенно возрастает вследствие испарения легких фракций. При развитии дефекта темпе­ратура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле га­зов, образу­ющихся в месте дефекта. Снижение температуры вспышки бо­лее, чем на 5°С по сравнению с предыдущим испытанием масла указывает на на­личие дефекта и в этом случае требуется комплексное обследование обо­ру­до­вания [Л.2]. Снижение температуры вспышки паров масла указывает также на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].

Растворимый шлам для силовых трансформаторов напряжением 500 кВ и выше при кислотном числе масла более 0,15 КОН для эксплуатационного масла всех марок, согласно [Л.3], должен отсутствовать.

Шлам образуется в результате старения масла. Нерастворимые компоненты шлама представляют опасность для работы твердой изоляции из-за гигроскопических осадков и образования ими проводящих мостиков. Осадки ухудшают охлаждение трансформатора, уменьшая сечение каналов охлаждения [Л.2].

Механические примеси и взвешенный уголь в процессе эксплуатации должны отсутствовать [Л.4].

Примеси появляются в масле при разрушении красок, лаков, бакелитовой и хлопчато-бумажной изоляции. Углерод образуется при работе контакторов переключающего устройства в результате горения дуги.

Кислотное число показывает, какое количество миллиграммов едкого калия (КОН) необходимо для нейтрализации кислот, содержащихся в одном грамме масла при его подкислении [Л.4].

Кислотное число (мГ КОН на 1 Г масла) эксплуатационного масла всех марок, должно быть не более 0,25 мГ КОН [Л.3].

Повышение кислотного числа масла указывает на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].

Содержание водорастворимых кислот и щелочей в 1 Г эксплуатационного масла всех марок [Л.3]:

· для трансформаторов мощностью более 630 кВА и для маслонаполненных герметичных вводов – не более 0,014 мГ КОН,

· для негерме­тичных вводов напряжением до 500 кВ включительно – не более 0,03 мГ КОН.

Водорастворимые кислоты вызывают коррозию металлов и влияют на старение твердой изоляции [Л.2].

Масло в эксплуатации прове­ряется на влагосодержание у тран­сфор­ма­то­­ров с пленочной и азотной защитой. Необходимость измерения вла­го­со­дер­жа­ния масла, заливаемого в трансформаторы на напряжение 220 кВ и выше определяется заводскими инструкциями.

При периодическом контроле в эксплуатации содержание воды в масле не должно превышать 20 Г/т [Л.6].

Согласно [Л.3] у трансформаторов с пленочной защитой масло про­ве­ря­ется на газосодержание перед заливкой и в эксплуатации. У транс­фор­ма­то­ров с азотной защитой масло проверяется на газосодержание только перед за­лив­кой.

Газосодержание масла перед заливкой и непосредственно после заливки должно быть не более 0.1% объема.

При периодическом контроле в эксплуатации содержания в масле воздуха не должно превышать 2% [Л.6].

Необходимо указать, что трансформаторы с силикагелевой и с азот­ной защитой не защищены от перенасыщения масла воздухом, поскольку они на­ходятся в условиях равновесного растворения газа в масле при ат­мос­фер­ном давлении.

Нормирование газосодержания для трансформаторов с пленочной за­щи­той должно обеспечить достаточную электрическую прочность и предотвращать опасное окисление масла:

· пузырьков), что практически обеспечивается при содержании не более 8% воздуха в масле; в качестве нормы по условиям электрической прочности должно отсутствовать перенасыщение масла воздухом (выделение воздушных можно принять 6% от объёма;

· для снижения интенсивности окисления масла, содержание воздуха в масле трансформаторов в эксплуатации не должно превышать для масел марки ГК - 2%, а для масел остальных марок - 1% объёма [Л.5].

Увеличение tg d масла без снижения его электрической прочности не представляет непосредственной угрозы для работы трансформатора.

Однако, в этом случае для выявления дефектов в твердой изоляции по ре­зультатам измерения tg d изоляции обмоток необходим пересчет, учитывающий изменение tg d масла, что позволяет при профилактических испытаниях выявлять дефекты в твердой изоляции, например, ее увлажнение.

Браковочный норматив по tg d эксплуатационного масла всех марок, измеренный при t=70°С, для силовых трансформаторов:

· на напряжение до 220 кВ включительно – не более 7%;

· на напряжение 300 – 500 кВ – не более 5%;

· на напряжение 750 кВ – не более 2%.