Olej transformatorowy W stanie wodnym, transformator w procesie transportu, magazynowania i użytkowania może być narażony na działanie czynników zewnętrznych lub utlenianie samego oleju. Wytworzona woda będzie występować w następujących stanach: jeden to woda wolna. Drugi to woda, w której rozpuszczają się bardzo drobne cząsteczki. Cząsteczka włókna izolacyjnego to cząsteczka glukozy (C6H12O6). Wnikając do cząsteczki włókna, woda zmniejsza jego przyciąganie, wspomaga jego hydrolizę do substancji niskocząsteczkowych oraz obniża wytrzymałość mechaniczną i stopień polimeryzacji włókna.

Obecnie, transformator mocyr jest nie tylko jednym z najważniejszych i najdroższych urządzeń w systemie elektroenergetycznym, ale także jednym z urządzeń powodujących najwięcej wypadków. Przed nagłą awarią transformatora, pogorszenie izolacji i ukryta usterka powodują szereg efektów i informacji, takich jak światło, elektryczność, dźwięk, ciepło i zmiany chemiczne pod wpływem napięcia roboczego. Dlatego nie tylko konserwacja zapobiegawcza oparta na testach powinna być regularnie przeprowadzana w kraju i za granicą, ale także badane są strategie konserwacji predykcyjnej oparte na monitorowaniu online, aby monitorować i diagnozować potencjalne usterki lub defekty online w czasie rzeczywistym lub na bieżąco. Zawartość wilgoci w oleju izolacyjnym transformatora jest również parametrem określającym jakość izolacji transformatora. Inteligentne urządzenia do diagnostyki online transformatorów mogą automatycznie zbierać, analizować zawartość wody w oleju i znajdować przyczyny awarii, aby zapewnić rozwiązania, a użytkownicy na czas usuwać ukryte zagrożenia istniejące w transformatorze, zapobiegając wypadkom.

1. Stan i szkodliwość wilgoci w oleju transformatorowym

Transformator w procesie transportu, magazynowania i użytkowania może być wprowadzany do otoczenia lub utleniania samego oleju w celu wytworzenia wody; wytworzona woda będzie występować w następujących stanach skupienia:

Jednym z nich jest woda wolna. W przypadku zewnętrznego wnikania wody, np. takiej, która nie miesza się z wodą, nie wpływa to na napięcie przebicia oleju, ale jednocześnie nie pozwala na natychmiastowe usunięcie wody, co wskazuje na możliwość obecności wody rozpuszczonej w oleju.

Drugim problemem jest to, że bardzo drobne cząsteczki rozpuszczają się w wodzie. Zazwyczaj przedostają się one z powietrza do oleju, co znacznie obniża napięcie przebicia oleju. Średni wzrost strat, olej filtrowany próżniowo.

Po trzecie, emulsyfikacja wody. Niewłaściwa rafinacja ropy naftowej, długotrwała eksploatacja powoduje starzenie się oleju lub zanieczyszczenie oleju przez emulsyfikację, co zmniejsza napięcie międzyfazowe między olejem a wodą, np. gdy olej i woda zmieszają się ze sobą, powstanie stan emulsji. Dodaj demulgator.

Jego szkodliwość: jedną z nich jest obniżenie napięcia przebicia produktów naftowych. Gdy napięcie przebicia 100 ~ 200 mg/kg spadnie do 1,0 kV, włókniste zanieczyszczenia w oleju łatwo absorbują wodę. Pod wpływem pola elektrycznego powstaje przewodzący „most” pomiędzy elektrodami, który łatwo ulega przebiciu.

Drugim jest zwiększenie współczynnika stratności medium. Zawiesina emulgowana wodą ma największy wpływ i nie jest jednorodna. Cząsteczka włókna izolacyjnego to cząsteczka glukozy (C6H12O6). Kiedy woda wnika do cząsteczki włókna, zmniejsza jej przyciąganie, promuje jej hydrolizę do substancji niskocząsteczkowych i zmniejsza wytrzymałość mechaniczną oraz stopień polimeryzacji włókna. Doświadczenia pokazują, że w temperaturze 120°C, włókno izolacyjne pod wpływem wilgoci wzrasta 1-krotnie, wytrzymałość mechaniczna włókna spada o połowę, gdy temperatura wzrasta, ilość wody w oleju wzrasta, ilość wody we włóknie maleje, temperatura spada, odwrotnie. Dlatego należy monitorować zawartość wilgoci w oleju, a tym samym monitorować starzenie się włókna izolacyjnego. Czwartym jest to, że woda sprzyja korozji kwasów organicznych i przyspiesza korozję części metalowych. Podsumowując, im większa zawartość wody w oleju, tym szybsze jest starzenie się samego oleju, starzenie się izolacji urządzeń i korozja części metalowych, dlatego konieczne jest monitorowanie zawartości wody w oleju, szczególnie zawartości wody rozpuszczonej.

2. Metoda badania wilgoci w oleju izolacyjnym transformatora

Ocena wilgotności w materiał izolacyjny Jest to ważny czynnik zapewniający niezawodność i żywotność transformatora. Wilgotność w oleju izolacyjnym ulega ciągłym zmianom, co może negatywnie wpływać na jego jakość. Ponadto większość wilgoci rozprowadza się w papierze izolacyjnym. Wilgotność wpływa na wytrzymałość dielektryczną stałych i ciekłych materiałów izolacyjnych, a także na tempo starzenia się celulozowych materiałów izolacyjnych i tendencję do tworzenia się pęcherzy podczas przeciążenia.

Temperatura otoczenia, obciążenie, starzenie, wycieki i inne czynniki mogą powodować ciągłe zmiany wilgotności. Dlatego konieczne jest ciągłe monitorowanie i diagnostyka cyklicznych zmian temperatury transformatora. Jest to szczególnie istotne w przypadku transformatorów przeciążonych lub obciążonych szczytowo. Całkowita wilgotność w układzie izolacyjnym transformatora jest określana na podstawie zawartości wilgoci w celulozie i cieczy. Zależność wilgotności między papierem izolacyjnym a olejem izolacyjnym zależy wyłącznie od temperatury. Wraz ze wzrostem temperatury wzrasta rozpuszczalność wody w oleju izolacyjnym (zdolność roztworu do zatrzymywania wody), a woda będzie przenoszona z papieru izolacyjnego do oleju izolacyjnego.

Wraz ze spadkiem temperatury proces przebiega w odwrotnym kierunku, ale przepływ wody z ośrodka ciekłego do stałego materiału izolacyjnego jest dość powolny. W związku z tym zawartość wody w oleju izolacyjnym podczas chłodzenia jest wyższa niż podczas nagrzewania. Dlatego, aby dokładnie zrozumieć rozkład wilgotności w transformatorze, konieczna jest znajomość położenia urządzenia w jego cyklu cieplnym. Aby zrozumieć rzeczywistą wilgotność papieru izolacyjnego poprzez monitorowanie zawartości wilgoci w ośrodku ciekłym, transformator musi znajdować się w stosunkowo stabilnym stanie temperaturowym.

Względne nasycenie wodą w oleju izolacyjnym wymaga standaryzacji, ponieważ wilgotność w oleju izolacyjnym jest ściśle związana ze zmianami temperatury, a w skrzynce transformatora występuje pewien gradient temperatury (zwykle górna część skrzynki jest cieplejsza niż dolna). Aby dokończyć standaryzację, analiza systemu eksperckiego określa procentowe nasycenie względne na dole. Można to uzyskać, wykorzystując temperaturę zmierzoną przez czujnik i jego miejsce poboru próbek.

Analiza zakłada, że ​​temperatura w górnej części transformatora jest o 10°C wyższa niż w dolnej. Jeśli jako punkt poboru próbek zostanie użyty punkt inny niż góra lub dół, należy określić odchylenie temperatury. Na podstawie względnego nasycenia wilgocią i konkretnej zmierzonej temperatury, system ekspercki obliczy określony procent względnego nasycenia dla wyników obliczeń wilgotności papieru izolacyjnego. Należy pamiętać, że obliczenia te opierają się na informacjach z pojedynczego pomiaru i mogą nie odzwierciedlać rzeczywistego stężenia wilgoci w papierze izolacyjnym, zwłaszcza po gwałtownej zmianie temperatury transformatora.

Jeśli system ekspercki ustali, że transformator znajduje się w stanie równowagi (papier izolacyjny nie uwalnia ani nie absorbuje wilgoci), obliczany jest drugi procent nasycenia względnego, który jest średnią z ostatnich 30 pomiarów procentowego nasycenia względnego, gdy transformator znajduje się w stanie równowagi. Temperatura i jej zmiany zarejestrowane powyżej określają kryteria określania obecności lub braku równowagi.

Posiadamy różnego rodzaju urządzenia testowe do badania oleju transformatorowego, takie jak: tester napięcia międzyfazowego, licznik cząstek oleju, tester temperatury krzepnięcia itp. W przypadku pytań prosimy o swobodny kontakt.