Wytrzymałość dielektryczna olejów transformatorowych

Jeden z głównych wskaźników charakteryzujących właściwości izolacyjne oleje transformatorowe w praktyce ich stosowania jest ich wytrzymałość dielektryczna:

E = UNC / H

gdzie Upr — napięcie przebicia; h to odległość między elektrodami.

Napięcie przebicia nie jest bezpośrednio związane z przewodnictwem właściwym, ale podobnie jak ono jest bardzo wrażliwe na obecność zanieczyszczeń... Przynajmniej zmiana wilgotności płynny dielektryk a obecność w nim zanieczyszczeń (a także przewodnictwa) wytrzymałość dielektryczna gwałtownie spada. Zmiany ciśnienia, kształtu i materiału elektrod oraz odległości między nimi wpływają na wytrzymałość dielektryczną. Jednocześnie czynniki te nie wpływają na przewodność elektryczną cieczy.

Czysty olej transformatorowy, bez wody i innych zanieczyszczeń, niezależnie od składu chemicznego, ma wystarczająco wysokie do praktyki napięcie przebicia (powyżej 60 kV), określone w płaskich elektrodach miedzianych o zaokrąglonych krawędziach i odległości między nimi 2,5 mm. Wytrzymałość dielektryczna nie jest stałą materiałową.

Przy napięciach udarowych obecność zanieczyszczeń prawie nie ma wpływu na wytrzymałość dielektryczną. Ogólnie przyjmuje się, że mechanizm awarii dla napięć udarowych (impulsowych) i długotrwałej ekspozycji jest inny. Przy napięciu pulsacyjnym wytrzymałość dielektryczna jest znacznie wyższa niż przy stosunkowo długiej ekspozycji na napięcie o częstotliwości 50 Hz. Dzięki temu ryzyko przepięć łączeniowych i wyładowań atmosferycznych jest stosunkowo niskie.

Wzrost wytrzymałości wraz ze wzrostem temperatury od 0 do 70°C związany jest z usuwaniem wilgoci z oleju transformatorowego, jego przejściem ze stanu emulsyjnego do stanu rozpuszczonego oraz spadkiem lepkości oleju.

Rozpuszczone gazy odgrywają ważną rolę w procesie degradacji. Nawet wtedy, gdy siła pola elektrycznego jest mniejsza niż niszcząca, obserwuje się tworzenie się pęcherzyków na elektrodach. Wraz ze spadkiem ciśnienia dla nieodgazowanego oleju transformatorowego, jego wytrzymałość maleje.

Napięcie przebicia nie zależy od ciśnienia w następujących przypadkach:

a) ciecze całkowicie odgazowane;

b) naprężenia udarowe (niezależnie od zanieczyszczeń i zawartości gazu w cieczy);

c) wysokie ciśnienie [około 10 MPa (80-100 atm)].

Napięcie przebicia oleju transformatorowego zależy nie od całkowitej zawartości wody, ale od jej stężenia w stanie emulsji.

Powstawanie wody emulsyjnej i spadek wytrzymałości dielektrycznej występują w oleju transformatorowym zawierającym rozpuszczoną wodę przy gwałtownym spadku temperatury lub wilgotności względnej powietrza, a także przy mieszaniu się oleju w wyniku desorpcji wody zaadsorbowanej na powierzchni naczynie.

Podczas wymiany szkła w pojemniku na polietylen, ilość wody emulsyjnej jest desorbowana podczas mieszania oleju z powierzchni i odpowiednio zwiększa jego wytrzymałość. Olej transformatorowy, ostrożnie spuszczany ze szklanego pojemnika (bez mieszania), ma wysoką wytrzymałość elektryczną.

Substancje polarne o niskich i wysokich temperaturach wrzenia, tworzące prawdziwe roztwory w oleju transformatorowym, praktycznie nie wpływają na przewodnictwo i wytrzymałość elektryczną. Substancje tworzące w oleju transformatorowym roztwory koloidalne lub emulsje o bardzo małych rozmiarach kropel (które są przyczyną przewodnictwa elektroforetycznego), jeśli mają niską temperaturę wrzenia, ulegają redukcji, a jeśli ich temperatura wrzenia jest wysoka, praktycznie nie wpływają na wytrzymałość.

Pomimo ogromnej ilości materiału doświadczalnego należy zauważyć, że nadal nie ma jednolitej, ogólnie przyjętej teorii rozpadu ciekłych dielektryków, stosowanej nawet w warunkach długotrwałej ekspozycji na napięcie.

Rozpad ciekłych dielektryków zanieczyszczonych zanieczyszczeniami podczas długotrwałego wystawienia na działanie napięcia jest zasadniczo rozpadem gazu osłonowego.

Istnieją trzy grupy teorii:

1) termiczny, tłumaczący powstawanie kanału gazowego w wyniku wrzenia samego dielektryka w miejscowych miejscach zwiększa niejednorodności pola (pęcherzyki powietrza itp.)

2) gaz, przez który źródłem rozpadu są pęcherzyki gazu zaadsorbowane na elektrodach lub rozpuszczone w oleju;

3) chemiczny, wyjaśniający rozpad w wyniku reakcji chemicznych zachodzących w dielektryku pod wpływem wyładowania elektrycznego w pęcherzyku gazu. Wspólną cechą tych teorii jest to, że rozpad oleju zachodzi w kanale parowym utworzonym przez odparowanie samego ciekłego dielektryka.

Przypuszcza się, że kanał parowy jest tworzony przez zanieczyszczenia o niskiej temperaturze wrzenia, jeśli powodują one zwiększoną przewodność.

Pod wpływem pola elektrycznego zanieczyszczenia zawarte w oleju i tworzące w nim roztwór koloidalny lub mikroemulsję są wciągane w obszar między elektrodami i przenoszone w kierunku pola. Znaczna ilość uwolnionego ciepła w tym przypadku, ze względu na niską przewodność cieplną dielektryka, jest wydawana na ogrzewanie samych cząstek zanieczyszczeń. Jeśli te zanieczyszczenia są przyczyną wysokiego przewodnictwa właściwego oleju, to w niskiej temperaturze wrzenia zanieczyszczeń odparowują, tworząc, jeśli ich zawartość jest wystarczająca, „kanał gazowy”, w którym następuje rozkład.

Ośrodkami parowania mogą być pęcherzyki gazu lub pary powstające pod wpływem pola (w wyniku zjawiska elektrostrykcji) z powodu zanieczyszczeń rozpuszczonych w oleju (powietrze i inne gazy, a także ewentualnie niskowrzące produkty utleniania ciekłego dielektryka ).

Napięcie przebicia olejów zależy od obecności związanej wody. W procesie próżniowego suszenia oleju obserwuje się trzy etapy: I — gwałtowny wzrost napięcia przebicia odpowiadający usunięciu wody z emulsji, II — w którym napięcie przebicia zmienia się nieznacznie i utrzymuje się na poziomie około 60 kV w szok standardowy, następnie woda rozpuszczona i słabo związana w czasie, oraz III — powolny wzrost rozkładu stresu olejowego przez usunięcie wody związanej.