Воздействие на трансформаторное масло разрядов высокого напряжения

С воздействием на трансформаторное масло разрядов высокого напряжения или дуги приходится встречаться при работе масляных выключателей, контакторов устройств для переключения трансформаторов под нагрузкой, а также в случае аварийных режимов, которые могут иметь место при эксплуатации маслонаполненного оборудования высокого напряжения (кратковременный пробой, более или менее длительное горение дуги и т. д.). Рассмотрим поведение трансформаторных масел в таких условиях.

Электрическая дуга, возникающая в масле, как известно, представляет собой один из видов газового разряда. Она отличается высокой температурой, большой плотностью тока и сравнительно низким падением напряжения. Для дуги в масле, т. е. для газового пузыря, образованного продуктами разложения масла, напряжение на единицу длины дугового столба составляет 5—10 кВ/м. Принципиально для гашения дуги надо создать условия интенсивной деионизации промежутка. При этом проводимость дуги падает, что приводит к ее погашению. После угасания дуги пространство между электродами должно быстро восстанавливать свои изоляционные свойства, чтобы не произошло пробоя промежутка и повторного зажигания дуги.

При горении в масле дуги в нем образуются продукты глубокого разложения углеводородов. Прежде всего, это газы, большинство из которых могут образовывать с воздухом горючие и взрывоопасные смеси. Приводятся следующие данные по составу газа, образующегося при работе масляных выключателей (таблица 1).

Таблица 1 - Состав газа, выделяющегося при работе масляных выключателей

Кроме газа в результате разложения масла образуются низкокипящие жидкие углеводороды. Эти продукты, а также газ, выделяющийся при горении дуги в масле и частично в нем растворенный, приводят к снижению температуры вспышки масла, например, со 145 до 50—80 °С.

Образование газов при эксплуатации трансформаторов может происходить в результате разрушения электроизоляционных материалов под действием локального выделения теплоты, дуги, частичных разрядов и т. д.

В этих случаях, если трансформатор оборудован газовым реле, последнее срабатывает за счет повышения давления и отключает связанные с ним выключатели. Повышение давления в газовом реле может также происходить и по другим причинам, например за счет подсоса в трансформатор воздуха или его выделения из масла. В связи с этим важно знать состав этого газа. Наличие в пробе газа из реле водорода, ненасыщенных углеводородов, метана и этана указывает на развитие повреждений внутри трансформатора.

В период 1940—1965 гг. данные о составе газа из реле использовали для обнаружения зарождающихся
повреждений в трансформаторе. Своевременное отключение и устранение дефекта в ряде случаев позволяли предотвратить крупную аварию трансформатора.

Для практики весьма важно на основании данных о с уставе газа из газового реле составить представление о характере повреждений внутри трансформатора. При оценке состава газа из реле трансформатора следует учитывать растворимость газа при его прохождении через слой масла. Сопоставление большого числа наблюдений за составом газа, взятого из газовых реле трансформаторов, поврежденных при эксплуатации, с данными по составу газа, выделяющегося в моделях с искусственно созданными повреждениями (таблица 2), позволило установить определенные закономерности.

Таблица 2 - Состав газа, выделяющегося из масла в моделях герметичных трансформаторов при искусственно созданных повреждениях

Примечание. Наибольшее содержание того или иного газа в пробое принято за 100 (азот не учитывался).

Так, при горении дуги в масле, когда процесс не затрагивает твердой изоляции, в основном образуются водород (60—80 %) и ацетилен (10—25% по объему). Объемное содержание метана 1,5—3,5, этилена 1—2 %. В случае если горение дуги затрагивает пропитанную маслом твердую изоляцию на основе целлюлозы, также наблюдается большой выход водорода и ацетилена. Однако наряду с этим в значительном количестве образуется окись углерода и повышается содержание метана в смеси газов.

При воздействии частичных разрядов на масло и пропитанную им изоляцию в основном образуется водород, затем метан, окись углерода и углекислый газ.

Процесс термического разложения масла начинается с температуры 350—450 °С, и скорость разложения возрастает по мере повышения температуры. Основные газообразные продукты — легкие углеводороды (метан, этан, этилен) и водород. При температуре свыше 600 °С газовая смесь в основном состоит из метана и водорода. При термическом разложении пропитанной маслом целлюлозной изоляции в основном образуется углекислый газ, в меньшей степени — окись углерода, и при температуре свыше 500 °С накапливается водород.

Приведенные данные свидетельствуют, что всякое повреждение токоведущих частей трансформатора, а также возникновение сильных местных перегревов вызывают выделение газа определенного состава. Повреждения трансформатора могут быть выявлены задолго до момента возникновения серьезных аварий на основании анализа газа из реле (таблица 3). Для этого важно в полевых условиях быстро оценить степень горючести газов из реле. Широко применяемые в лабораторной практике установки для газового анализа в большинстве случаев достаточно сложны, и ими можно пользоваться лишь в стационарных условиях.

Таблица 3 - Состав газа из газового реле (ГР), а также извлеченного из масла (М) при различных повреждениях трансформаторов

Продолжение таблицы 3

Применяется полевой метод качественного определения ненасыщенных углеводородов в газе из реле. Для этого газ пропускают через стеклянную трубку, наполненную силикагелем, предварительно обработанную марганцовокислым калием (рисунок 1). Изменение цвета индикатора от пурпурного к коричневому указывает на присутствие ненасыщенных углеводородов. Для этого испытания достаточно 60 мл газа. Метод довольно чувствителен. Положительный результат получается уже через 1 мин при содержании в газовой смеси 0,1% ненасыщенных компонентов.

1 — стеклянная трубка, заплавленная с концов; 2 — уплотнение из стеклоткани; 3 — силикагель; 4 — силикагель, обработанный марганцовокислым калием (индикатор)
Рисунок 1 - Полевой прибор для определения горючести газа из реле трансформатора

Примерно с конца 60-х годов начались интенсивные исследования по установлению состава газа, растворенного в масле трансформатора. На основании данных такого анализа можно гораздо раньше, чем по составу газовой смеси из реле трансформатора, обнаружить зарождающиеся повреждения в трансформаторе. Развитию этого направления способствовало появление высокочувствительных приборов для газового анализа — газохроматографов (таблица 4). Метод хроматографического анализа растворенного в масле газа включает следующие этапы: а) отбор пробы масла, содержащего растворенные газы; б) извлечение газов из масла; в) собственно анализ газовой смеси с помощью газохроматографа.

Таблица 4 - Минимальные концентрации различных газов, растворенных в масле, которые можно с достоверностью обнаружить методом газохроматографического анализа

Примечание: ТП — детектор по теплопроводности; ПИ — детектор пламенно-ионизационный; МС 5 А — молекулярное сито марки 5 А

С целью обеспечения сопоставимости результатов газохроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов Международной электротехнической комиссией (МЭК) внесена рекомендация
по методу испытания. Этот метод учитывает положительный опыт, накопленный исследованиями разных стран в данном направлении. Использование газохроматографического анализа позволило уточнить известные ранее закономерности о зависимости состава газа, образующегося в трансформаторном масле, от различных воздействующих факторов (рисунки 2—4).

Рисунок 2 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при термической деструкции трансформаторного масла при температурах 300, 500, 800 °С
Условные индексы наименования газов: 1 — водород; 2 — окись углерода; 3 — углекислый газ; 4 — метан; 5 — этан; 6 — этилен; 7 — ацетилен; 8, 9, 10 — бутан, бутен-1, бутен-2Условные индексы наименования газов: 1 — водород; 2 — окись углерода; 3 — углекислый газ; 4 — метан; 5 — этан; 6 — этилен; 7 — ацетилен; 8, 9, 10 — бутан, бутен-1, бутен-2

Рисунок 3 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при деструкции целлюлозной бумаги

а — при температурах 300, 500 и 800 °С; б — после 936 ч старения при температурах 100 и 150 °С (условные индексы наименований газов 1—10 — те же, что и на рисунке 2)

Рисунок 4 - Состав газообразных продуктов, которые образуются при воздействии частичных разрядов (ЧР)
X — на масло; ○ — на масло в главном канале; D — на увлажненную бумагу; ▼ — на пропитанную маслом бумагу (условные индексы наименование газов 1—10 — те же, что на рисунке 2)

Установлено, что для обычной целлюлозной бумаги в диапазоне 60—130°С справедлива линейная зависимость логарифма скорости образования газов от обратного значения абсолютной температуры. При температурах свыше 130 °С процесс старения (деструкции) такой бумаги существенно ускоряется.

Применительно к трансформаторному оборудованию в настоящее время предложена следующая последовательность для выявления характера повреждений по составу газа. Газохроматографическим анализом определяется количественный состав газа в масле трансформатора. В случае если количество газа превосходит вдвое пределы достоверных значений определяемых газов, то вычисляют характеристические соотношения концентраций найденных газов.

По этим данным ориентировочно оценивают возможный характер повреждения в трансформаторе. В аппаратах, которые долгое время находились в эксплуатации, масло обычно содержит заметное количество газов, которые накопились в результате естественного старения масла и твердой изоляции. В первом приближении принимают, что концентрация газа в масле линейно зависит от продолжительности эксплуатации трансформатора (ближе к действительности будет зависимость типа lg C = A + Bt, где С — концентрация газа, t — продолжительность старения, А и В — эмпирические коэффициенты). В случае если концентрация газов превышает «норму», т. е. то количество, которое можно ожидать за счет естественного старения, то через некоторое время (5—10 дней) повторно отбирают пробу газа и анализируют.

В случае увеличения концентрации газа в масле более чем на 10% в течение месяца (по сравнению с первоначальной) считается, что положение становится опасным. При этом надо участить (по времени) анализы состава газа, а также привлечь другие методы испытания для установления причины зарождающегося повреждения внутри трансформатора.

В некоторых случаях газ, выделяющийся из масла, может накапливаться в пространстве над маслом в трансформаторе и находиться в состоянии динамического равновесия с растворенным в масле газом под давлением р (р равно сумме атмосферного давления и гидростатического давления столба масла в расширителе трансформатора). При этом важно оценить, достигнуто ли равновесие между газом в масле и над маслом (если состояние равновесия еще не достигнуто, то создаются условия для образования в масле пузырей, наличие которых приводит к развитию ионизационных процессов и даже пробоя).

Как уже упоминалось, выделение газа из масла происходит и при нормальной работе некоторых высоковольтных аппаратов, таких, как масляные выключатели и контакторы устройств для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов.

При конструировании этой аппаратуры, так же как и при ее эксплуатации, важно знать закономерность разложения масла в таких условиях.

Объем газа, образующегося при горении дуги в масле, зависит от ее энергии. Этот параметр не связан с химическим составом масла. Например, объем газа, выделяющегося из ароматической фракции трансформаторного масла, практически не отличался от объема газа из нафтеновой фракции (рисунок 5).

Рисунок 5 - Зависимость объема газа, выделяющегося при горении дуги из различных фракций трансформаторного масла, от энергии дуги

○ — нафтеновая фракция; D — ароматическая фракция (среднее значение объема газа равно 55 • 10^-6 л/Дж;
среднее отклонение 7,2 • 10^-6 л/Дж; максимальное отклонение 15• 10^-6 л/Дж; среднеквадратичное отклонение 9,4 • 10^-6 л/Дж)

Характерно, что под действием дуги в ароматической фракции масла образуется примерно в 3 раза больше углерода в расчете на 1 кДж, чем в нафтеновой части. Точно оценить количественное соотношение между энергией дуги и твердыми продуктами разложения довольно сложно. В связи с этим для расчетных целей рекомендуется квадратичная зависимость количества продуктов разложения масла от тока дуги (с введением коэффициента надежности 1,5). В предложенной формуле не учитывается влияние напряжения. Интересно, что не удалось обнаружить разницы в поведении ингибированных и неингибированных масел под действием дуги. Отмечается, что в таких условиях сам ингибитор подвергается разложению.

Основной реакцией любых углеводородов при дуговом электрическом разряде следует считать деструктивное разложение (крекинг) с выделением углерода, водорода, углеводородных газов и жидких продуктов разложения. Наиболее вероятными вторичными реакциями для нафтеновых углеводородов являются дегидрирование и частичный отрыв боковых цепей. Возможно раскрытие незначительной части колец, а также конденсация их. Для ароматической части масла в качестве вторичных реакций наиболее характерна конденсация с выделением водорода и снижением длины боковых цепей.

В контакторах РПН трансформаторов с увеличением количества переключений резко падает электрическая прочность масла, снижается температура его вспышки, растет количество осадка. Преобладающую часть осадка составляют продукты глубокого уплотнения углеводородов масла, и лишь небольшая часть приходится на долю минеральных примесей. В состав последних входят металлы, образующиеся при износе контактов переключателя (таблица 5). Незначительное увеличение кислотности масла, зафиксированное после окончания испытаний, свидетельствует, что накопление осадка в масле происходит главным образом за счет термического разложения масла (крекинга его) в зоне горения дуги. В этих условиях роль окислительных процессов в среде углеводородов масла, по-видимому, незначительна. Результаты аналогичного характера получены при испытаниях опытного переключающего устройства, работавшего при токе 200 А и напряжении ступени 500 В (рисунок 6).

Рисунок 6 - Изменение пробивного напряжения трансформаторного масла, содержания в нем углеродистых частиц и воды в зависимости от числа переключений

Определение пробивного напряжения масла производилось между сферическими электродами диаметром 12,7 мм при следующих зазорах между ними. 1 — 4 мм, 2 — 3 мм; 3 — 2 мм; 4 — 1 мм. Скорость подъема напряжения — кривые 1 и 2 — 3 кВ/с, кривые 3—4 — 1 кВ/с. Размеры углеродистых частиц в масле: 5 — от 1 до 5 мкм; 6 — от 6 до 10 мкм; 7 — от 11 до 15 мкм; 8 — от 16 до 25 мкм. Содержание влаги в масле — кривая 9

Таблица 5 - Изменение качества масла при работе его в контакторе РПН трансформатора

Поддержание необходимой электрической прочности масла в контакторах РПН трансформаторов имеет важное значение.

Накопление проводящих частиц осадка на изоляционных деталях даже при нормальных условиях работы аппаратуры может послужить причиной возникновения скользящих разрядов, а при перенапряжениях привести к сплошному перекрытию.

В связи с этим важно для контакторов РПН трансформаторов замедлить образование осадка в масле. Это может быть достигнуто, с одной стороны, путем применения в них специальных масел, а с другой — путем рационального ограничения тока дуги и продолжительности ее горения. Последнее обеспечивается конструкцией аппаратуры.

Однако на практике приходится довольно часто менять масло в контакторах устройств РПН трансформаторов, что связано с их временным выключением и приводит к значительным экономическим потерям. В связи с этим целесообразно оборудовать контакторы РПН устройством, которое будет периодически включаться в работу и поддерживать электрическую прочность масла на требуемом уровне. Схема такого устройства приведена на рисунке 7. В этом случае смену масла в контакторе РПН можно производить, по меньшей мере, не чаще, чем при очередной ревизии контактов или при смене их. Экономическая целесообразность такой модернизации очевидна. Аналогичными устройствами могут быть оборудованы и некоторые масляные выключатели, для режима работы которых характерны частые выключения (например, фидерные выключатели на электрифицированных железных дорогах).

1 — бак трансформатора; 2 — бак контактора РПН; 3 — шестеренчатый масляный насос с электроприводом, который включается автоматически после заданного числа отключений; 4 — сменный фильтр для очистки масла от частиц угля, образующихся при горении в масле дуги; 5 — влагопоглотитель, заполненный цеолитом; 6 — трубопровод, по которому масло после фильтрации поступает в бак
Рисунок 7 - Устройство для поддержания электрической прочности масла в контакторах РПН трансформаторов на требуемом уровне