Тангенс угла диэлектрических потерь трансформаторного масла

Диэлектрическими потерями называют энергию, рассеиваемую в электроизоляционном материале под воздействием на него электрического поля.

Старение и разрушение изоляции или воздействие влаги увеличивает потери энергии, которая рассеивается в изоляционном материале в виде теплоты. Величину этого рассеивания обычно выражают в виде тангенса угла диэлектрических потерь. При испытании диэлектрик рассматривается как диэлектрик конденсатора, у которого измеряется емкость и угол δ, дополняющий до 90° угол сдвига фаз между то ком и напряжением в емкостной цепи. Этот угол называется углом диэлектрических потерь.

Тангенс угла потерь δ характеризует потери энергии в конденсаторе и определяется отношением активной мощности к реактивной при синусоидальном напряжении определенной частоты:

где ψ — угол сдвига фаз между током и напряжением в цепи конденсатор—источник тока; δ—угол потерь, дополняющий до-90° угол сдвига фаз ψ. Конкретное значение тангенса угла потерь зависит от типа диэлектрика и. его качества, а также от температуры окружающей среды и от частоты переменного тока, на которой он определяется (измеряется). Как правило, tgδ имеет минимум в области комнатных температур. С ростом частоты значение tg δ увеличивается. С течением времени (длительное хранение и наработка), а также эксплуатации во влажной среде значение tg6 растет и может увеличиться в несколько раз.

Тангенс угла диэлектрических потерь масла (tg d масла) характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации — степень загрязнения и старения масла. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg d) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Для определения tg d масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с применением моста переменного тока Р525 или Р5026, а также другого типа.

Изготовитель трансформаторного масла нормирует tg dпри температуре 90 °С.Для комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов в эксплуатации tgd целесообразно измерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °С.

Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории. Они не всесторонне характеризуют степень годности и степень старения масла. Поэтому в химической лаборатории проверяют дополнительно ряд физико-химических показателей трансформаторного масла. В их числе следующие.

Цвет масла у большинства масел светло-желтый. У высококачественных масел, изготовляемых в настоящее время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.

Тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) является показателем качества масла, чувствительным к присутствию в масле различных загрязнений (коллоидных образований, растворимых металлоорганических соединений и различных продуктов старения масла и твердой изоляции). Определение tgδ позволяет выявить незначительные изменения свойства масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не определяются химическими методами контроля. Характер температурной зависимости tgδ позволяет определить тип загрязнения.

Диэлектрические потери в трансформаторном масле

Диэлектрические потери для свежих масел характеризуют качество и степень очистки масел на заводе, а в эксплуатации – степень загрязнения и старения масла.

Повышение диэлектрических потерь в изоляционных маслах имеет место за счет асфальто-смолистых веществ, которые образуют в масле коллоидный раствор, а также из-за наличия мыл.

Присутствие воды в масле повышает диэлектрические потери и придает U-образную форму зависимости tgδ от температуры. Однако на тангенс угла диэлектрических потерь практически не влияет влага, находящаяся в состоянии истинного раствора. Существует порог концентрации воды в данном масле для заданных температур и относительной влажности воздуха, выше которого tgδ сильно возрастает.

Кислоты при комнатной температуре не повышают диэлектрических потерь масла. При повышении температуры масла потери возрастают и тем более, чем больше кислотное число масла.

Повышение диэлектрических потерь трансформаторного масла может привести к ухудшению всех изоляционных характеристик трансформатора, на основании чего может быть принято ошибочное решение о необходимости сушки трансформатора вместо принятия мер к восстановления масла. Поэтому при получении изоляционных характеристик, не удовлетворяющих нормам, проверяют диэлектрические потери масла.

Диэлектрические потери в твердой изоляции

В реальном трансформаторе имеется не только жидкая, но и твердая изоляция, пропитанная маслом. Поэтому повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением в них лаков трансформатора, сопровождающимся, как правило, повышением кислотного числа. В свежих маслах в коллоидном состоянии могут находиться смолы и мыла. В процессе эксплуатации коллоидными веществами, накапливающимися в масле, могут быть:

1. компоненты лака обмоток и старого шлама масел;
2. мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масел с метлами трансформатора;
3. кислые шламоподобные продукты, не содержащие в своем составе металла, например: кислоты, в том числе асфальтеновые, плохо растворимые в масле, смолы, асфальтены, карбены и другие продукты окисления;

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 усилено 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.

Тангенс угла диэлектрических потерь: как определить

На практике диэлектрические потери трансформаторного масла определяются по мостовой схеме. Для этой цели используют мосты переменного тока, образцовый конденсатор, высоковольтный трансформатор, сосуд типа СИМ-2.

Обязательным условием при определении угла диэлектрических потерь является величина напряженности электрического поля между электродами. Она по требования ГОСТ должна быть равной 1 кВ/мм.

Повышение диэлектрических потерь в маслах, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением компонентов плохо запеченных лаков трансформаторов, сопровождающимся, как правило, повышением кислотного числа. Во время эксплуатации тангенс угла диэлектрических потерь может увеличиваться из-за влияния мыла, образующегося в результате взаимодействия кислых продуктов старения масел с металлами трансформатора.

С практической точки зрения важно не только знать абсолютную величину tgδ в свежем масле, сколько суметь предвидеть изменение ее в процессе эксплуатации.

Тангенс угла диэлектрических потерь (tgd) является показателем качества масла, чувствительным к присутствию в масле различных загрязнений (коллоидных образований, растворимых металлоорганических соединений и различных продуктов старения масла и твёрдой изоляции). Определение tgd позволяет выявить незначительные изменения свойств масла даже при очень малой степени загрязнения, которые не определяются химическими методами контроля. Характер температурной зависимости tgd позволяет определить тип загрязнения.

Диэлектрические потери для свежих масел характеризуют качество и степень очистки масел на заводе, а в эксплуатации — степень загрязнения и старения масла.

Повышение диэлектрических потерь в изоляционных маслах имеет место за счёт асфальто-смолистых веществ, которые образуют в масле коллоидный раствор, а также из-за наличия мыл.

Присутствие воды в масле повышает диэлектрические потери и придает U-образную форму зависимости tgd от температуры (при нагревании увлажнённого масла tgd уменьшается с нагревом до 50°С, а затем возрастает). Однако на tgd масла практически не влияет влага, находящаяся в состоянии истинного раствора. Существует порог концентрации воды в данном масле для заданной температуры и относительной влажности воздуха, выше которого tgd сильно возрастает. Сказанное иллюстрируется данными, приведёнными на рис. 1 .

Кислоты при комнатной температуре не повышают диэлектрических потерь масла. С увеличением температуры масла диэлектрические потери возрастают и тем больше, чем больше кислотное число масла.

Повышение диэлектрических потерь трансформаторного масла может привести к ухудшению всех изоляционных характеристик трансформатора, на основании чего может быть принято ошибочное решение о необходимости сушки трансформатора вместо принятия мер к восстановлению масла. Поэтому при получении изоляционных характеристик, не удовлетворяющих нормам, проверяют диэлектрические потери масла.

В реальном трансформаторе имеется не только жидкая, но и твёрдая изоляция (бумага, картон, хлопчатобумажная ткань и пр.), пропитанная маслом. Поэтому повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением в них лаков трансформатора, сопровождающимся, как правило, повышением кислотного числа. В свежих маслах в коллоидном состоянии могут находиться смолы и мыла. В процессе эксплуатации коллоидными веществами, накапливающимися в масле, могут быть:

1) компоненты лака обмоток и старого шлама масел;

2) мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масел с металлами трансформатора;

3) кислые шламоподобные продукты, не содержащие в своём составе металла, например, кислоты, в том числе асфальтогеновые, плохо растворимые в масле, смолы, асфальтены, карбены и другие продукты окисления.

При недостаточно совершённой конструкции трансформаторов имеются места с повышенной напряжённостью электрического поля, в которых затруднена циркуляция масла. Именно в этих местах за счёт высокой проводимости масла повышается температура. В результате этого усиленно идут процессы старения. Образующиеся при этом продукты, в свою очередь, повышают tgd масла и твёрдой изоляции. Эти взаимосвязанные и ускоряющие друг друга процессы, ведущие к локальному перегреву и старению жидкой и твёрдой изоляции, в конечном счёте могут привести к пробою. Это опасение является весьма серьёзным и подкрепляется рядом случаев пробоя трансформаторов, эксплуатировавшихся на маслах с повышенным tgd. Требования к качеству эксплуатационных масел по tgd приведены в табл. 1 .

Таблица 1. Требования к качеству эксплуатационных масел по tgd

Примечание. В числителе tgd масла приведены при 70°С, в знаменателе – при 90°С.

Повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением в них компонентов плохо запечённых лаков трансформаторов, сопровождающимся, как правило, повышением кислотного числа. На повышение tgd в эксплуатации оказывают влияние мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масел с металлами трансформатора.