Углеводороды, входящие в состав нефтяных трансформаторных масел (изопарафиновые, нафтеновые, нафтеноароматические и ароматические), при температурах от 20 до 125°С характеризуются весьма малым tgδ.
Основным источником потерь в свежих трансформаторных маслах при 50 Гц являются нейтральные кислые асфальтосмолистые вещества и следы мыл.
Натровая проба и tgδ не являются взаимозаменяемыми показателями. Можно получить масло с плохой натровой пробой и низким значением tgδ (отсутствие мыл и смол и наличие кислот) и наоборот, с более или менее хорошей натровой пробой и большим tgδ (наличие следов мыл и отсутствие кислот). Однако, как правило, с улучшением натровой пробы уменьшается и tgδ масла.
Смолы и нафтеновые кислоты снижают диэлектрические потери, вызываемые мылами.
Наиболее эффективным удалением мыл любых металлов, «растворимого осадка», смол и вообще любых коллоидных заряженных частиц является адсорбционная обработка.
Применение в качестве адсорбентов силикагеля и зикеевской земли оказывают благоприятное действие на tgδ и повышение стабильности масла.
Масла доочищенные адсорбентами, как правило, медленнее стареют в эксплуатации, чем масла не обработанные адсорбентом.
Причины повышения tgδ масла при старении в эксплуатации, связанные с его качеством
Повышение диэлектрических потерь в маслах в процессе эксплуатации, не связанное с их качеством, может быть обусловлено растворением в них компонентов плохо запеченных лаков трансформатора. Случаи резкого роста tgδ в начальный период эксплуатации имеют место при использовании отечественных и импортных масел. Однако не исключена возможность повышения потерь в маслах в первые месяцы работы, особенно при заливке ароматизированного масла, содержащего смолистые продукты и способного растворять старый, не удаленный из трансформатора шлам с образованием коллоидного раствора. При старении масла, как правило, наблюдается рост tgδ.
В ряде случаев не наблюдается связи между изменением tgδ и показателями, характеризующими окисление масла. Исключение составляет способность масла образовывать осадок в процессе старения. Имеется если не явная закономерность, то тенденция роста потерь с увеличением количества осадка.
Однако в некоторых случаях может наблюдаться и снижение tgδ. Такая аномалия объясняется коллоидным характером примесей и необратимыми изменениями коллоидов.
В свежих маслах в коллоидном состоянии могут находиться смолы и мыла. В процессе эксплуатации коллоидными веществами, накапливающимися в масле, могут быть:
— компоненты лака обмоток и старого шлама;
— мыла, образующиеся в результате взаимодействия кислых продуктов старения масла с металлами трансформатора;
— кислые шламоподобные продукты, не содержащие в своем составе металла, например, кислоты, смолы и другие продукты старения.
Источники роста tgδ масла и пропитанной им бумаги различны. Если низкомолекулярные перекиси, кислоты и другие полярные вещества, растворенные в масле, практически не оказывают влияния на его tgδ, то эти же вещества, адсорбированые на бумаге, пропитанной маслом, являются основной причиной роста этого показателя в бумажномасляной изоляции. Вещества, образующие в масле коллоиды (смолы, мыла и др.), являющиеся основным источником проводимости масла, обусловленной электрофорезом, слабо влияют на tgδ бумаги. Многолетние эксплуатационные испытания показали, что имеется явная зависимость tgδ твердой изоляции трансформатора от содержания водорастворимых кислот в масле.
По изложенным выше причинам основным показателем, характеризующим трансформаторное масло в качестве изоляционного материала, на месте его производства принято считать tgδ. tgδ нового масла при 90 °С не должен превышать 0,5%.
Влияние кислородосодержащих соединений на tgδ масла
В процессе термического старения трансформаторных масел кроме воды образуются перекиси, низкомолекулярные водорастворимые кислоты, жирные высокомолекулярные кислоты, а также фенолы, спирты, альдегиды, смолы, мыла и другие кислородо и серосодержащие соединения. При достижении концентрации кислотосодержащих соединений в масле выше предела растворимости (образование второй фазы в виде микроэмульсии или коллоида) tgδ масла резко возрастает.
Если масло и кислогосодержащее соединение взаиморастворимы в любых соотношениях, диэлектрические потери в смеси определяются значением tg8 у смешиваемых компонентов. Вода, кислоты и другие кислородосодержащие соединения в растворе в масле не диссоциированы на ионы, и в связи с этим диэлектрические потери, связанные с ионной электропроводимостью этих продуктов в жидких диэлектриках не наблюдаются.
Наибольшее влияние на tgδ, по данным авторов, оказывают смолистые нейтральные и кислые вещества, а также мыла. При наличии смол в объеме 0,5 % tgδ повышается в 10 раз.
Известно также, что углеводородные растворы мыл с полувалентными катионами являются полуколлоидами. В зависимости от условий, мыло в растворе может находиться либо в истинно растворенном состоянии, либо в коллоидном. При разогреве масел с мылами при температуре до 100°С tgδ масла может резко изменяться как в сторону повышения, так и понижения. Это указывает на коллоидный характер раствора.