mgr inż. Grzegorz Dombek

WYDZIAŁ ELEKTRYCZNY INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI

ROZPRAWA DOKTORSKA

mgr inż. Grzegorz Dombek

Wpływ wybranych czynników

na właściwości cieplne cieczy elektroizolacyjnych

Promotor:

dr hab. inż. Zbigniew Nadolny, prof. PP Promotor pomocniczy:

dr inż. Piotr Przybyłek

Spis treści

WYKAZ SYMBOLI ...3

STRESZCZENIE ...7

ABSTRACT ...8

1. WPROWADZENIE ...9

2. CIECZE ELEKTROIZOLACYJNE ...10

2.1. Wprowadzenie ... 10

2.2. Budowa ... 10

2.3. Właściwości ... 11

2.4. Zastosowanie ... 13

2.5. Podsumowanie ... 14

3. POLE TEMPERATUROWE TRANSFORMATORA ...15

3.1. Wprowadzenie ... 15

3.2. Negatywne skutki podwyższonej temperatury w transformatorze ... 15

3.3. Źródła ciepła ... 22

3.3.1. Wiadomości podstawowe ... 22

3.3.2. Straty jałowe ... 23

3.3.3. Straty obciążeniowe ... 26

3.3.4. Podsumowanie ... 30

3.4. Obieg ciepła w transformatorze ... 31

3.5. Podsumowanie ... 36

4. PRZEJMOWANIE CIEPŁA PRZEZ CIECZ ...38

4.1. Wprowadzenie ... 38

4.2. Współczynnik przejmowania ciepła przez ciecz ... 38

4.3. Właściwości cieplne cieczy ... 41

4.4. Podsumowanie ... 53

5. GENEZA, CEL, TEZA I ZAKRES PRACY ...54

6. UKŁADY POMIAROWE ...56

6.1. Wprowadzenie ... 56

6.2. Układ do pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej cieczy ... 56

6.3. Układ do pomiaru lepkości kinematycznej cieczy ... 65

6.4. Układ do pomiaru ciepła właściwego cieczy ... 70

6.5. Układ do pomiaru gęstości cieczy ... 73

6.6. Układ do pomiaru współczynnika rozszerzalności cieplnej cieczy ... 79

7. OBIEKT BADAŃ ...82

7.1. Wprowadzenie ... 82

7.2. Próbki różnych rodzajów cieczy elektroizolacyjnych ... 82

7.3. Próbki cieczy o różnym stopniu zawilgocenia ... 83

7.4. Próbki cieczy o różnym stopniu zestarzenia ... 86

8. WYNIKI POMIARÓW I ANALIZ...91

8.1. Pomiary w zależności od rodzaju materiału ... 91

8.2. Pomiary w zależności od stopnia zawilgocenia ... 99

8.3. Pomiary w zależności od stopnia zestarzenia ... 110

9. WNIOSKI ...120

LITERATURA ...122

WYKAZ SYMBOLI

Symbol Znaczenie Jednostka

α współczynnik przejmowania ciepła [W·m

·K

]

α

całkowity współczynnik przejmowania (wnikania)

ciepła [W·m

·K

]

α

współczynnik przejmowania ciepła przez konwekcję [W·m

·K

] α

radiacyjny współczynnik przejmowania ciepła [W·m

·K

]

α

współczynnik przejmowania ciepła na granicy izolacji

papierowej i cieczy [W·m

·K

]

α

współczynnik przejmowania ciepła na granicy cieczy i

kadzi [W·m

·K

]

α

współczynnik przejmowania ciepła przez

promieniowanie [W·m

·K

]

β współczynnik rozszerzalności cieplnej [K

]

γ napięcie powierzchniowe [mN·m

]

γ

napięcie międzyfazowe układu cieczy wzorcowych

użytych do pomiarów [mN·m

]

δ

szczelina rozproszeniowa [m]

δ wymiar charakterystyczny [m]

ε przenikalność elektryczna [F·m

]

η stała zależna od składu chemicznego, obróbki i przyjętych jednostek

λ współczynnik przewodności cieplnej właściwej [W·m

·K

] λ

współczynnik przewodności cieplnej właściwej

materiału (miedzi), z którego wykonane są uzwojenia [W·m

·K

] λ

współczynnik przewodności cieplnej właściwej izolacji

papierowej [W·m

·K

]

λ

współczynnik przewodności cieplnej właściwej kadzi [W·m

·K

]

μ lepkość dynamiczna [kg·m

·s

]

μ

przenikalność magnetyczna próżni [H·m

]

v prędkość [m·s

]

ξ zredukowana szerokość przewodu [mm]

ρ gęstość [kg·m

]

ρ

rezystywność materiału przewodowego [Ω·m]

σ

współczynnik kształtu krzywej napięcia

υ lepkość kinematyczna [m

·s

]

χ wykładnik zależny od wartości maksymalnej indukcji B χ

wskaźnik strat dodatkowych od pola osiowego

χ

wskaźnik strat dodatkowych uzwojenia pochodzących od składowej osiowej pola rozproszenia

χ

wskaźnik strat dodatkowych uzwojenia, pochodzących od składowej promieniowej pola rozproszenia

χ

wskaźnik strat dodatkowych

ω pulsacja [s

]

ΔP

straty histerezowe [W]

ΔP

łączne straty obciążeniowe poza uzwojeniami [W]

ΔP

straty w rdzeniu [W]

ΔP

straty wynikające z niepełnego przeplecenia [W]

ΔP

straty polaryzacyjne [W]

ΔP

całkowite straty obciążeniowe w uzwojeniach [W]

ΔP

straty podstawowe w uzwojeniach [W]

ΔP

straty podstawowe w uzwojeniach aluminiowych [W]

ΔP

straty podstawowe w uzwojeniach miedzianych [W]

ΔP

straty wiroprądowe [W]

ΔP

straty związane z wyładowaniami niezupełnymi [W]

ΔP

straty wywołane składową promieniową pola

rozproszenia [W]

ΔP

straty wywołane składową osiową pola rozproszenia [W]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy cieczą a kadzią [°C]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy cieczą a otoczeniem [°C]

ΔT

spadek temperatury w kadzi [°C]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy kadzią a otoczeniem [°C]

ΔT

spadek temperatury w izolacji papierowej [°C]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy izolacją papierową a

cieczą [°C]

ΔT

spadek temperatury w uzwojeniach [°C]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy uzwojeniem a cieczą [°C]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy izolacją papierową a

cieczą wynikający ze start polaryzacyjnych w cieczy [°C]

ΔT

spadek temperatury pomiędzy izolacją papierową a cieczą wynikający ze start spowodowanych

wyładowaniami niezupełnymi w cieczy

[°C]

ΔT

spadek temperatury w izolacji papierowej wywołany

stratami polaryzacyjnymi [°C]

ϕ

strumień rozproszenia (wartość maksymalna) jednej

kolumny [Wb]

a

a

grubość (wymiary promieniowe) uzwojeń [m]

c

ciepło właściwe [J·kg

·K

]

c, n stałe geometryczne zależne od rodzaju ruchu, geometrii i temperatury

d średnica przewodu nieizolowanego [m]

d

grubość blachy [mm]

d

grubość ścianki kadzi [m]

d

grubość izolacji papierowej [m]

d

grubość warstwy uzwojeń [m]

dH/dt strumień cieplny [W]

f częstotliwość [Hz]

g przyspieszenie ziemskie [m·s

]

h osiowy wymiar gołego przewodu [m]

h, u wymiary przewodu [cm]

i

liczba pomiarów

j liczba przewodów występujących wzdłuż wymiaru promieniowego (szerokości) uzwojenia (liczba warstw)

k

,k

współczynniki strat dodatkowych uzwojenia pierwotnego i wtórnego zależne od wymiarów przewodów, sposobu wykonania uzwojenia,

częstotliwości, materiału uzwojeń oraz temperatury

p ciśnienie [Pa]

p

objętościowe obciążenie cieplne w uzwojeniach

spowodowane stratami mocy w uzwojeniach [W·m

], [W·m

] p

objętościowe obciążenie cieplne izolacji papierowej

wynikające ze strat polaryzacyjnych [W·m

] p

stratność blachy walcowanej na gorąco przy indukcji

15.000 Gs [W·kG

]

q gęstość strumienia przejmowanego ciepła [W·m

]

q

ładunek wyładowania niezupełnego [pC]

q

powierzchniowe obciążenie cieplne wewnętrznej powierzchni izolacji papierowej wynikające ze strat mocy w uzwojeniach

[W·m

]

q

powierzchniowe obciążenie cieplne na zewnętrznej powierzchni izolacji papierowej wynikające ze strat w uzwojeniach

[W·m

]

q

powierzchniowe obciążenie cieplne na powierzchni

granicznej pomiędzy olejem a kadzią [W·m

] q

powierzchniowe obciążenie cieplne w kadzi wynikające

ze strat mocy w uzwojeniach [W·m

]

r promieniowy wymiar gołego przewodu [mm]

r’ promieniowy wymiar przewodu izolowanego [mm]

m masa [kg]

m

masa materiału przewodowego wszystkich faz m [kg]

n liczba kropli

n

średnia liczba kropli wypływających z cieczy A (ciecz o większej gęstości) do cieczy B (ciecz o mniejszej gęstości)

n

średnia liczba kropli wypływających z cieczy A (ciecz o większej gęstości) do badanej cieczy C (ciecz o

mniejszej gęstości)

n

liczba faz,

n

liczba kropli oderwanych od stopy stalagmometru w trakcie jednego pomiaru

n

liczba przewodów równoległych występujących wzdłuż wymiaru promieniowego uzwojenia

n

liczba warstw

s

stężenie roztworu wodorotlenku potasu [mol·l

]

t czas [s]

tgδ współczynnik strat dielektrycznych

u

wartość chwilowa napięcia w chwili powstania

wyładowania niezupełnego o ładunku q

[V]

w współczynnik korekcyjny uwzględniający utrudniony przepływ ciepła

z liczba zwojów w warstwie

B indukcja magnetyczna [Gs]

B

współczynnik liczbowy zależny od rezystywności i

ciężaru właściwego blachy oraz przyjętych jednostek B

wartość składowej osiowej indukcji pola rozproszenia

związana z przepływem uzwojenia środkowego [Gs]

B

, B

składowe osiowych indukcji pola rozproszenia

występujących na krawędziach rozważanego uzwojenia środkowego

[Gs]

C stała kalibracji lepkościomierza [mm

·s

]

D

, D

średnie średnice uzwojeń [m]

E

współczynnik zależny od gatunku blachy i obranych

jednostek

E natężenie pola elektrycznego [V·m

]

G

ciężar blach [kG]

H

wysokość przerwy w uzwojeniu [cm]

I

prąd znamionowy [A]

I

przepływ jednego z uzwojeń [A]

I

prąd jałowy [A]

I

, I

wartości skuteczna prądu w uzwojeniach pierwotnym i

wtórnym [A]

J

, J

gęstość prądu w uzwojeniach pierwotnym i wtórnym [A·m

]

K stała stalagmometru [mN·m

·kg

]

L

obliczeniowa długość linii sił strumienia rozproszenia [m]

L

, s, i wymiary liniowe [cm]

L

wysokość rozproszeniowa uzwojeń [m]

R

, R

rezystancje uzwojeń fazowych (pierwotnego i

wtórnego) [Ω]

M masa molowa [kg·mol

]

M

liczba nieokreślająca

N

liczba kwasowa [mg

·g

]

O

, O

, O

liczby określające

P

ciepło odprowadzane z powierzchni kadzi, wynikające

ze strat w uzwojeniach [W]

Q ciepło [J]

S

rzeczywista powierzchnia konwekcyjna kadzi [m

]

S

powierzchnia promieniowania kadzi [m

]

T temperatura [°C]

T

temperatura cieczy [°C]

T

okres [s]

T

temperatura uzwojenia [°C]

T

temperatura powierzchni ścianki [°C]

V objętość [m

]

Gr liczba Grashofa

Nu liczba Nusselta

Pr liczba Prandtla

Ra liczba Rayleighta

STRESZCZENIE

Rozprawa doktorska składa się z dziewięciu rozdziałów i zestawienia literatury. Rozprawa liczy 128 stron.

W pierwszym rozdziale w sposób uogólniony przedstawiono zagadnienie analizowane w niniejszej rozprawie doktorskiej. Zagadnienie to dotyczy wpływu wybranych czynników na właściwości cieplne cieczy elektroizolacyjnych.

W rozdziale drugim przedstawiono podstawowe informacje dotyczące cieczy elektroizolacyjnych, wykorzystywanych w przeprowadzonych badaniach. Opisano budowę, podstawowe właściwości oraz zastosowanie oleju mineralnego, estru syntetycznego oraz estru naturalnego.

Trzeci rozdział, składający się z pięciu podrozdziałów, poświęcony jest polu temperaturowemu transformatora. W rozdziale tym opisano negatywne skutki wynikające z podwyższonej temperatury oraz źródła ciepła w transformatorze. Przedstawiono informacje dotyczące obiegu ciepła w transformatorze opisując przy tym mechanizmy wymiany ciepła w poszczególnych jego częściach oraz wielkości je charakteryzujące.

Czwarty rozdział poświęcony jest przejmowaniu ciepła przez ciecz. W rozdziale przedstawiono współczynnik przejmowania ciepła przez ciecz, który jest miarą jej zdolności do chłodzenia urządzeń, oraz właściwości cieplne cieczy, od których jest on zależny. Opisano takie właściwości cieplne cieczy jak przewodność cieplna właściwa, lepkość kinematyczna, gęstość, ciepło właściwe oraz współczynnik rozszerzalności cieplnej.

W kolejnym, piątym rozdziale przedstawiono genezę, cel oraz tezę rozprawy doktorskiej.

Opisano również zakres pracy dotyczący wykonywanych badań i analiz.

W rozdziale szóstym zaprezentowane zostały układy pomiarowe wykorzystywane do badania właściwości cieplnych cieczy elektroizolacyjnych. Opisano współautorski układ do pomiaru przewodności cieplnej właściwej oraz układy do pomiaru lepkości, ciepła właściwego, gęstości oraz rozszerzalności cieplnej cieczy. Przedstawiono ich zasadę działania, kryteria doboru oraz procedurę doboru poszczególnych elementów składowych.

Zaprezentowane zostały również wyniki testów układów pomiarowych przeprowadzone na cieczach o znanych z literatury wartościach.

Rozdział siódmy poświęcono opisowi obiektów badań, którymi były próbki cieczy elektroizolacyjnych. Do badań przygotowano próbki trzech różnych rodzajów cieczy. Próbki te charakteryzowały się różnym stopniem zawilgocenia oraz różnym stopniem zestarzenia.

W rozdziale ósmym przedstawiono wyniki pomiarów właściwości cieplnych cieczy elektroizolacyjnych oraz ich analizę. Opisano wpływ rodzaju cieczy, stopnia jej zawilgocenia i zestarzenia oraz temperatury na przewodność cieplną, lepkość kinematyczną, ciepło właściwe, gęstość i rozszerzalność cieplną. Na podstawie obliczonego współczynnika przejmowania ciepła poszczególnych cieczy elektroizolacyjnych porównano skuteczność chłodzenia urządzeń nimi wypełnionych.

W ostatnim, dziewiątym rozdziale przedstawiono wnioski wynikające z przeprowadzonych

badań właściwości cieplnych cieczy elektroizolacyjnych i ich analizy.

ABSTRACT

The doctoral dissertation is composed of nine chapters and compilation of literature. The dissertation consists of 128 pages.

The first chapter in a generalized manner presents the issue analyzed in this doctoral dissertation. This issue concerns the influence of some factors on the thermal properties of insulating liquids.

The second chapter presents basic information about insulating liquids used in conducted research. Construction, basic properties and application of mineral oil, synthetic ester and natural ester are described in this section.

The third chapter, consisting five subsections, is devoted to temperature distribution in a transformer. This chapter describes the negative effects resulting from elevated temperature and heat source in the transformer. Information about the temperature field in the transformer, the mechanisms of heat exchange in each of its parts and physical quantities characterizing them are presented.

The fourth chapter is devoted to taking over the heat by liquid. In this chapter the heat transfer coefficient for liquid, which describes ability to cooling devices, and thermal properties of the liquid, are presented. Such thermal properties of the liquid as thermal conductivity coefficient, kinematic viscosity, density, specific heat and thermal expansion coefficient are described in this section.

The next, fifth chapter presents the origins, purpose and thesis of doctoral dissertation. The scope of work concerning the research and analyzes is also described.

The sixth chapter presents the measurement systems used to study the thermal properties of insulating liquids. Co-author’s system for measuring thermal conductivity coefficient and systems for measuring kinematic viscosity, specific heat, density, and thermal expansion coefficient of the liquid are described. The principle of their operation, selection criteria and procedure for selection of individual components of the measuring systems are presented.

There were also presented the results of tests of measuring systems carried out on liquids with known values from the literature.

The seventh chapter is devoted to the description of research objects, which were samples of the insulating liquids. Samples of three various types of insulating liquids were prepared for testing. These samples were characterized by various degree of moisture and various degree of aging.

The eighth chapter presents the results of measurements of the thermal properties of insulating liquids and their analysis. The influence of the type of liquid, the degree of moisture and aging, and temperature on the thermal conductivity coefficient, kinematic viscosity, specific heat, density and thermal expansion coefficient is described. The effectiveness of cooling of the devices filled with various insulating liquids is compared on the basis of the calculated heat transfer coefficient of these liquids.

Last chapter presents the conclusions resulting from the research of thermal properties of

insulating liquids and their analysis.

1. WPROWADZENIE

Jednym z kluczowych elementów systemu przesyłu energii elektrycznej jest transformator wysokiego napięcia. Świadczy o tym rola, jaką pełni oraz koszty, związane z jego ewentualną wymianą. Od poprawnej pracy transformatora zależy nie tylko prawidłowe funkcjonowanie linii przesyłowych, ale również różnych urządzeń przemysłowych. Z tego powodu operatorzy systemu elektroenergetycznego zwracają szczególną uwagę na niezawodność jego pracy.

Niezawodność ta zależy od wielu różnych aspektów, w tym między innymi od temperatury.

Zbyt wysoka może być przyczyną przyspieszenia procesów starzeniowych zachodzących wewnątrz transformatora, przede wszystkim w jego układzie izolacyjnym. Tym samym procesy te mogą przyczyniać się do skrócenia czasu eksploatacji transformatora.

Temperatura w transformatorze zależy przede wszystkim od jego obciążenia, strat w uzwojeniach i rdzeniu, warunków atmosferycznych oraz czynników eksploatacyjnych. Do czynników eksploatacyjnych zalicza się rodzaj zastosowanej cieczy elektroizolacyjnej, stopień jej zawilgocenia i zestarzenia oraz temperaturę. Czynniki te mogą wpływać na przejmowanie ciepła przez ciecz, które zależy od jej właściwości cieplnych. Do właściwości tych zaliczamy przewodność cieplną, lepkość kinematyczną, ciepło właściwe, gęstość oraz rozszerzalność.

W literaturze podawane są niepełne informacje dotyczące wpływu wyżej wymienionych czynników na właściwości cieplne cieczy elektroizolacyjnych. Informacje te dotyczą przede wszystkim wpływu temperatury na właściwości oleju mineralnego. Brak jest informacji dotyczących wpływu zawilgocenia i zestarzenia na właściwości cieplne cieczy. Niedostępne są również informacje dotyczące właściwości cieplnych alternatywnych dla oleju mineralnego cieczy elektroizolacyjnych, do których zaliczamy między innymi ester syntetyczny i naturalny.

Na podstawie powyższych informacji można stwierdzić, że w trakcie eksploatacji

transformatora zmianie może podlegać wiele czynników, mogących mieć wpływ na

właściwości cieplne cieczy elektroizolacyjnych, a tym samym na jej zdolność do

odprowadzania ciepła. W związku z tym w niniejszej pracy podjęto temat analizy wpływu

czynników eksploatacyjnych na właściwości cieplne cieczy elektroizolacyjnych.

2. CIECZE ELEKTROIZOLACYJNE 2.1. Wprowadzenie

Ciecze elektroizolacyjne stanowią integralną część transformatora. W połączeniu z elementami celulozowymi stanowią układ izolacyjny tego urządzenia. W związku z tym, że ciecz elektroizolacyjna wypełnia wnętrze transformatora właściwości układu izolacyjnego w głównej mierze uwarunkowane są właściwościami zastosowanej cieczy. W celu dokładnej analizy właściwości cieczy elektroizolacyjnych wykorzystywanych w transformatorach istotne jest zapoznanie się z ich budową, która została opisana w podrozdziale 2.2. Z budowy cieczy wynikają ich właściwości opisane w podrozdziale 2.3. Od ich właściwości może zależeć okres eksploatacji układu izolacyjnego transformatora. Właściwości te determinują również zastosowanie cieczy elektroizolacyjnych, co zostało opisane w podrozdziale 2.4.

2.2. Budowa

W podrozdziale przedstawiono budowę najczęściej wykorzystywanych cieczy elektroizolacyjnych. Opisana została struktura oraz skład chemiczny oleju mineralnego, estru syntetycznego oraz estru naturalnego.

Olej mineralny uzyskiwany jest w wyniku destylacji ropy naftowej. Ropa naftowa jest mieszaniną nasyconych węglowodorów naftenowych (C

H

), nasyconych węglowodorów parafinowych (C

H

) oraz nienasyconych węglowodorów aromatycznych (C

H

, C

H

) (rys. 2.1). W związku z tym, że ropa naftowa wydobywana jest z różnych źródeł, może ona różnić się składem chemicznym (tab. 2.1). Rozróżnia się trzy rodzaje ropy naftowej:

parafinową, naftenową i mieszaną. Olej mineralny może być produkowany ze wszystkich wymienionych rodzajów ropy. Jednakże najlepszym jakościowo olejem mineralnym, ze względu na właściwości, jest olej otrzymywany z ropy naftenowej [31,51,54].

a) b) c)

C

H

C

H

C

H

Rys. 2.1. Wzory strukturalne węglowodorów (a) parafinowych, (b) naftenowych i (c) aromatycznych [118]

Tab. 2.1. Typowy skład chemiczny ropy naftowej [14,15,31,67]

Rodzaj węglowodorów Rodzaj ropy naftowej

parafinowa naftenowa mieszana

Parafinowe 60% 20% 40%

Naftenowe 25% 65% 40%

Aromatyczne 15% 15% 20%

Ester syntetyczny wytwarzany jest na drodze chemicznej. Uzyskuje się go w wyniku

reakcji poliolu (cząsteczka z więcej niż jedną alkoholową grupą funkcyjną) z syntetycznymi

lub naturalnymi kawasami karboksylowymi (rys. 2.2). Pozwala to na utworzenie struktury, w

której kilka grup kwasów przyłączone jest do centralnej struktury poliolu. Do produkcji estru

syntetycznego wykorzystuje się przeważnie kwasy nasycone (bez podwójnych wiązań węglowych), przez co uzyskuje się stabilną strukturę chemiczną [15].

Rys. 2.2. Struktura estru syntetycznego; O – tlen, R – łańcuchy węglowe [15]

Ester naturalny uzyskiwany jest z odnawialnych zasobów roślinnych. Do jego wytwarzania wykorzystuje się nasiona, kiełki, owoce oraz inne surowce roślin oleistych. Ester naturalny jest mieszaniną triacylogliceroli różnych, przeważnie nienasyconych kwasów tłuszczowych.

Struktura estru naturalnego została przedstawiona na rysunku 2.3. Opiera się ona na szkielecie glicerolu łączącym trzy naturalnie występujące grupy kwasów tłuszczowych, wytwarzanych w wyniku naturalnego cyklu wzrostu rośliny. Ze względu na koszty, dostępność surowców oraz pożądane właściwości elektroizolacyjne do zastosowań elektrycznych najczęściej wykorzystuje się estry naturalne produkowane z oleju sojowego (grupa kwasu linolenowego), rzepakowego (grupa kwasu beerukowego) oraz słonecznikowego (grupa kwasu oleinowego) [15,29].

Rys. 2.3. Struktura estru naturalnego; O – tlen, R – łańcuchy węglowe [15]

2.3. Właściwości

W niniejszym podrozdziale przedstawione zostały wybrane właściwości cieczy elektroizolacyjnych. Omówiono właściwości elektroizolacyjne oraz pozostałe właściwości cieczy istotne z punktu widzenia pracy urządzeń nimi wypełnionych. Właściwości cieplne cieczy elektroizolacyjnych zostały szczegółowo przedstawione w podrozdziale 4.3.

W poniższych akapitach przedstawiono właściwości elektroizolacyjne oleju mineralnego, estru syntetycznego oraz estru naturalnego. Omówiono wytrzymałość elektryczną, współczynnik strat dielektrycznych, przenikalność elektryczną oraz rezystywność.

W tabeli 2.2 przedstawiono wybrane właściwości elektroizolacyjne omawianych cieczy.

Wytrzymałość elektryczna jest jedną z najistotniejszych właściwości charakteryzujących

ciecze elektroizolacyjne. Jak wynika z tabeli, w układzie elektrod odległych od siebie o

2,5 mm, wytrzymałość elektryczna (50 Hz) estru syntetycznego i estru naturalnego jest większa od 75 kV. Z kolei wytrzymałość elektryczna (50 Hz) oleju mineralnego jest większa od 70 kV. W układzie elektrod, których odległość wynosi 2 mm największą wytrzymałością elektryczną (50 Hz) charakteryzuje się ester naturalny (76 kV). Jak widać, wytrzymałość obu rodzajów estrów jest nieco korzystniejsza w odniesieniu do wytrzymałości oleju mineralnego.

Tab. 2.2. Wybrane właściwości elektroizolacyjne cieczy elektroizolacyjnych [7,15,33,34,47,49,50]

Właściwość Olej

mineralny

Ester syntetyczny

Ester naturalny Wytrzymałość elektryczna (50 Hz) [kV]

IEC 60156 2,5 mm ASTM 1816 1 mm ASTM 1816 2 mm

> 70 - 60

> 75 - -

> 75 37 76 Współczynnik strat dielektrycznych tgδ (90°C) <0,002 <0,006 0,005-0,014

Przenikalność elektryczna względna (20°C) 2,2 3,2 3,2

Rezystywność [Ω·m] 100·10^-14 20·10^-14 10·10^-14

Kolejną istotną właściwością elektroizolacyjną cieczy jest współczynnik strat dielektrycznych. Jak wynika z tabeli 2.2 olej mineralny charakteryzuje się współczynnikiem strat dielektrycznych mniejszym niż 0,002. Ester syntetyczny i ester naturalny charakteryzują się większą wartością współczynnika strat dielektrycznych. Współczynnik strat dielektrycznych estru syntetycznego jest mniejszy niż 0,006. Z kolei współczynnik strat dielektrycznych estru naturalnego zawiera się w granicach 0,005-0,014. Większy współczynnik strat dielektrycznych może prowadzić do wzrostu strat dielektrycznych i w konsekwencji przyspieszenia procesów starzeniowych zachodzących w urządzeniach elektroenergetycznych. Jak widać, współczynnik strat dielektrycznych jest korzystniejszy w przypadku oleju mineralnego w porównaniu z estrami.

Z punktu widzenia współpracy cieczy elektroizolacyjnej z izolacją celulozową istotna jest również przenikalność elektryczna cieczy. Jak wynika z tabeli 2.2 ester syntetyczny i ester naturalny charakteryzują się przenikalnością elektryczną względną wynoszącą 3,2. Z kolei przenikalność elektryczna oleju mineralnego wynosi 2,2. Przenikalność elektryczna papieru transformatorowego jest większa, bądź równa 4. Znaczne różnice w przenikalności elektrycznej dwóch współpracujących ze sobą materiałów izolacyjnych mogą prowadzić do zwiększenia nierównomierności rozkładu natężenia pola elektrycznego, tym samym negatywnie wpływając na pracę urządzenia. Zatem, z punktu widzenia równomiernego rozkładu natężenia pola elektrycznego, najlepszym rozwiązaniem jest zastosowanie estrów.

Kolejną właściwością elektroizolacyjną jest rezystywność. Jak wynika z tabeli 2.2 rezystywność oleju mineralnego jest rzędu 100·10

Ω·m, natomiast rezystywność estrów mieści się w granicach 10÷20·10

Ω·m. Oznacza to, że olej mineralny cechuje się korzystniejszą rezystywnością w odniesieniu do rezystywności estrów.

W poniższych akapitach przedstawiono pozostałe właściwości cieczy elektroizolacyjnych, istotne z punktu widzenia pracy urządzenia. Omówione zostały temperatura krzepnięcia, temperatura zapłonu i palenia, wartość opałowa oraz biodegradowalność.

W tabeli 2.3 i na rysunku 2.4 przedstawiono wybrane właściwości cieczy

elektroizolacyjnych. Jak wynika z tabeli najniższą temperaturą krzepnięcia charakteryzuje się

ester syntetyczny, najwyższą ester naturalny. Temperatura zapłonu i palenia jest najwyższa w

przypadku estru naturalnego i wynosi odpowiednio 330°C i 360°C. Największą wartością

opałową, wynoszącą 45 MJ·kg

, charakteryzuje się olej mineralny, najmniejszą zaś ester

syntetyczny (32 MJ·kg

). Natomiast na rysunku 2.4 przedstawiono biodegradowalność

wybranych cieczy elektroizolacyjnych w zależności od czasu. Biodegradowalność cieczy

elektroizolacyjnych określa czas oraz stopień, w jakim ciecz elektroizolacyjna zostanie

zmetabolizowana przez drobnoustroje naturalnie występujące w glebie lub w wodzie, w przypadku wycieku cieczy [15]. Na podstawie wykresu można zauważyć, że po około 28 dniach ester naturalny podlega blisko 100% biodegradowalności, ester syntetyczny około 90%. Biodegradowalność oleju mineralnego nie przekracza 10%. Ze względu na przedstawione wybrane właściwości, najkorzystniejszymi cieczami są estry.

Tab. 2.3. Wybrane właściwości cieczy elektroizolacyjnych [15,47,49,50]

Właściwość Olej mineralny Ester syntetyczny Ester naturalny

Temperatura krzepnięcia [°C] -50 -60 -15 ÷ -20

Temperatura zapłonu [°C] 148 275 330

Temperatura palenia [°C] 170 322 360

Wartość opałowa [MJ·kg^-1] 45 32 35

Rys. 2.4. Biodegradowalność poszczególnych cieczy elektroizolacyjnych w zależności od czasu [15]

2.4. Zastosowanie

Ciecze elektroizolacyjne ze względu na swoje właściwości powszechnie wykorzystywane są w elektroenergetyce. Znalazły zastosowanie zarówno w transformatorach, jak również w kondensatorach, łącznikach oraz kablach wysokonapięciowych. W poniższych akapitach przedstawiono funkcje cieczy elektroizolacyjnych w zależności od rodzaju urządzenia, w którym je zastosowano.

Ciecze elektroizolacyjne wykorzystywane w transformatorach mają za zadanie przede wszystkim zapewnienie odpowiedniej izolacji elektrycznej oraz skuteczne odprowadzanie ciepła na zewnątrz urządzenia. Ponadto, ciecze te ograniczają wyładowania niezupełne, pełnią rolę bariery ochronnej przed powietrzem i wilgocią, a także poprzez impregnację materiałów celulozowych poprawiają ich wytrzymałość elektryczną [26,30,36].

W przypadku kondensatorów zadaniem cieczy elektroizolacyjnych jest przede wszystkim zapewnienie odpowiedniej izolacji elektrycznej oraz należytego poziomu przenikalności elektrycznej. Ponadto, podobnie jak w przypadku transformatorów, powinny one zapewniać odpowiednią skuteczność chłodzenia oraz ochronę przed zawilgoceniem [26,36].

W łącznikach ciecze elektroizolacyjne mają za zadanie przede wszystkim gaszenie łuku

elektrycznego.

W przypadku kabli wysokonapięciowych ciecze elektroizolacyjne powinny zapewniać odpowiedni poziom izolacji elektrycznej, skuteczne odprowadzanie ciepła oraz odpowiednią ochronę przed szkodliwym działaniem czynników zewnętrznych przyśpieszających procesy starzeniowe (zawilgocenie, powietrze).

Obecnie najczęściej stosowaną cieczą elektroizolacyjną jest olej mineralny. W większości przypadków stosowanie oleju mineralnego jest dopuszczalne i ekonomicznie uzasadnione.

Jednakże w sytuacjach, w których kluczową rolę odgrywają przepisy ochrony przeciwpożarowej i ochrony środowiska, stosowanie alternatywnych dla oleju mineralnego cieczy elektroizolacyjnych może okazać się bardziej uzasadnione [15].

Zarówno olej mineralny, jak i alternatywne dla niego ciecze elektroizolacyjne, takie jak m.in. ester syntetyczny i ester naturalny, znajdują zastosowanie w wielu rodzajach transformatorów [7,15,78,84]. W tabeli 2.4 przedstawiono zastosowanie wybranych cieczy elektroizolacyjnych w poszczególnych rodzajach urządzeń elektroenergetycznych. Jak wynika z tabeli, najczęściej stosowaną cieczą jest olej mineralny, który wykorzystywany jest w każdym z wymienionych rodzajów urządzeń. Ester syntetyczny obecnie szeroko stosowany jest jedynie w przypadku transformatorów trakcyjnych i dystrybucyjnych, rzadziej w przypadku transformatorów mocy. Nie stosuje się go aktualnie w przekładnikach. Ester naturalny obecnie szeroko stosowany jest jedynie w transformatorach dystrybucyjnych, rzadziej w transformatorach mocy. Obecnie nie stosuje się go w przypadku transformatorów trakcyjnych oraz przekładników.

Tab. 2.4. Zastosowanie cieczy elektroizolacyjnych w urządzeniach elektroenergetycznych [15]

Rodzaj urządzeń Olej mineralny Ester syntetyczny Ester naturalny Transformatory mocy szeroko stosowane stosowane ale rzadziej stosowane ale rzadziej Transformatory trakcyjne szeroko stosowane szeroko stosowane obecnie nie stosowane Transformatory dystrybucyjne szeroko stosowane szeroko stosowane szeroko stosowane Przekładniki szeroko stosowane obecnie nie stosowane obecnie nie stosowane

2.5. Podsumowanie

Budowa cieczy elektroizolacyjnych determinuje ich właściwości (podr. 2.3). Na podstawie

właściwości cieczy elektroizolacyjnych można określić obszar ich możliwego zastosowania

(podr. 2.4). Jedną z ich funkcji jest odprowadzanie ciepła na zewnątrz urządzenia. W związku

z tym, w kolejnym rozdziale 3 dokonano analizy literaturowej dotyczącej pola

temperaturowego na przykładzie transformatora. Analiza ta dotyczy negatywnego wpływu

jaki ma podwyższona temperatura na pracę tego urządzenia, źródeł ciepła oraz jego obiegu w

transformatorze.

3. POLE TEMPERATUROWE TRANSFORMATORA 3.1. Wprowadzenie

Pole temperaturowe w transformatorze odgrywa istotną rolę dla zapewnienia poprawnej pracy tego urządzenia. Pole to determinuje cieplne warunki pracy wszystkich jego elementów.

Zbyt wysoka temperatura może doprowadzić do wielu negatywnych skutków, co zostało przedstawione w podrozdziale 3.2. Rozkład pola temperaturowego w transformatorze zależy od źródeł ciepła i układu chłodzenia. Źródła ciepła opisane zostały w podrozdziale 3.3, natomiast układ chłodzenia w podrozdziale 3.4.

3.2. Negatywne skutki podwyższonej temperatury w transformatorze

Wzrost temperatury w transformatorze niesie za sobą szereg negatywnych skutków.

Każdorazowy wzrost temperatury ponad dopuszczalną wartość może przyczyniać się do powstawania zagrożenia dla samego urządzenia, personelu obsługującego oraz środowiska naturalnego [9,28,74].

Następstwa podwyższonej temperatury są odczuwalne niemal we wszystkich elementach transformatora, zarówno w części aktywnej (uzwojenia, rdzeń), jak i pasywnej (układ izolacyjny, kadź). Jednakże na przyrost temperatury najbardziej wrażliwy jest układ izolacyjny, składający się z cieczy elektroizolacyjnej oraz materiałów stałych. Trwały wzrost temperatury, nawet o kilka stopni, jest bardziej szkodliwy dla układu izolacyjnego niż chwilowy [58]. Jest to widoczne szczególnie w przypadku izolacji papierowej, której starzenie opisane jest „prawem 5-ciu stopni”. Prawo to stanowi, że wzrost lub spadek temperatury o około 5°C spowoduje odpowiednio skrócenie o połowę lub dwukrotne wydłużenie czasu eksploatacji izolacji papierowej. Podwyższona temperatura przyczynia się m.in. do:

- przyspieszenia procesów starzeniowych zachodzących w układzie izolacyjnym transformatora,

- zmiany chłonności wody przez układ izolacyjny,

- pogorszenia właściwości dielektrycznych układu izolacyjnego, - powstawania tzw. efektu bąbelkowania (ang. bubble effect).

Podwyższona temperatura jest jednym z czynników, które przyczyniają się do przyspieszenia procesów starzeniowych w układzie izolacyjnym transformatorów energetycznych. Procesy te zachodzące w układzie izolacyjnym są reakcjami chemicznymi mającymi bezpośredni wpływ na jego parametry użytkowe, skutkiem czego jest pogorszenie jego właściwości. Procesom starzeniowym podlegają zarówno izolacja papierowa, jak i ciecz elektroizolacyjna. W wyniku zachodzących procesów starzeniowych może dochodzić m.in.

do:

- spadku stopnia polimeryzacji papieru DP (ang. Degree of Polymerization), - wzrostu liczby kwasowej,

- zwiększonego wydzielania się gazów, - wzrostu zawartości wody.

Spadek stopnia polimeryzacji papieru (celulozy) prowadzi do spadku wytrzymałości mechanicznej izolacji papierowej. Depolimeryzację celulozy należy rozumieć jako podział cząsteczki celulozy ((C

H

O

)

) na cząsteczki o mniejszej liczbie merów [10,40,71].

Depolimeryzacja izolacji powoduje zmniejszenie jej wytrzymałości na zerwanie. Nowa izolacja papierowa charakteryzuje się długimi łańcuchami celulozowymi (DP ≥ 1000) pozwalającymi zachować jej odpowiednie właściwości elektryczne i mechaniczne [6].

Czynniki takie jak tlen, woda, zanieczyszczenia oraz przede wszystkim podwyższona

temperatura powodują starzenie izolacji papierowej. Za początek starzenia izolacji papierowej

przyjmuje się stopień polimeryzacji DP = 800. Z kolei jej całkowite zużycie charakteryzuje się stopniem DP < 200 [68,110]. Niska wytrzymałość mechaniczna izolacji papierowej sprawia, że jest ona podatna na kruszenie, co w konsekwencji może prowadzić do zwarć zwojowych. Ponadto, zmniejszenie wytrzymałości mechanicznej może prowadzić również do ruchu elementów składowych uzwojenia, co może przekładać się na występowanie drgań [11,12,67,73,114,120,121,133]. Na rysunku 3.1 przedstawiono zmiany wytrzymałości mechanicznej papieru elektrotechnicznego na rozciąganie w funkcji względnego stopnia polimeryzacji. Jak wynika z rysunku początkowy spadek wytrzymałości mechanicznej papieru wraz ze spadkiem stopnia polimeryzacji (do DP równego około 60%) jest niewielki. Znaczny spadek wytrzymałości mechanicznej obserwowalny jest dopiero dla DP mniejszego niż 60%.

Rys. 3.1. Procentowe zmiany wytrzymałości mechanicznej papieru elektrotechnicznego na rozciąganie W w funkcji względnego stopnia polimeryzacji DP [67]

Kolejnym skutkiem procesów starzeniowych zachodzących w izolacji papierowo-olejowej jest wzrost liczby kwasowej cieczy elektroizolacyjnej. Liczba kwasowa określa ilość zawartych w cieczy produktów kwasowych powstających w wyniku starzenia zarówno izolacji papierowej, jak i samej cieczy. Liczba kwasowa zależna jest od czasu, temperatury, w jakiej pracuje izolacja papierowo-olejowa, oraz od dostępu tlenu. Im wyższa jest temperatura pracy układu izolacyjnego, tym większa będzie wartość liczby kwasowej cieczy elektroizolacyjnej. Zwiększone wydzielanie się kwasów może początkowo prowadzić do pogorszenia właściwości dielektrycznych układu izolacyjnego na skutek przyspieszonego procesu starzenia. W miarę upływu czasu dochodzi również do powstawania produktów mających niszczące działanie z punktu widzenia izolacji papierowej. Produkty te przyczyniają się również do korozji metalowych części konstrukcji transformatora.

Zaawansowany proces starzeniowy prowadzi ponadto do wytrącania się osadów, które nie rozpuszczają się w oleju. Osady mogą osiadać na rdzeniu oraz na izolacji papierowej pogarszając tym samym warunki chłodzenia, właściwości mechaniczne oraz wytrzymałość elektryczną układu izolacyjnego [27,81,87,109,115,128,132].

Zwiększone wydzielanie się gazów jest skutkiem zachodzących w izolacji papierowo- olejowej procesów starzeniowych. Gazy wydzielane są w wyniku reakcji termolizy i pirolizy, które mają swoje źródło przede wszystkim w lokalnych przegrzaniach układu izolacyjnego.

Skład produktów reakcji termolizy i pirolizy zależny jest od temperatury. W wyniku

termolizy wydzielane są głównie dwutlenek węgla, tlenek węgla, woda, etan i metan. W

wyniku pirolizy produktami są głównie wodór, metan, etan, etylen oraz acetylen [10].

Zachodzące procesy starzeniowe spowodowane podwyższoną temperaturą mogą prowadzić również do wzrostu zawartości wody w izolacji papierowej lub w cieczy elektroizolacyjnej. Wzrost ten może przyczyniać się między innymi do:

- wzrostu współczynnika strat dielektrycznych, - spadku napięcia przebicia,

- powstawania efektu bąbelkowania,

- powstawania wyładowań niezupełnych (wnz), - spadku rezystywności.

Wzrost stopnia zawilgocenia izolacji papierowej przyczynia się do wzrostu współczynnika strat dielektrycznych papieru. Na rysunku 3.2 przedstawiono zależność współczynnika strat dielektrycznych izolacji papierowej w zależności od zawartości wody w papierze. Jak wynika z rysunku im większa jest zawartość wody w papierze, tym większy jest współczynnik strat dielektrycznych.

Rys. 3.2. Współczynnik strat dielektrycznych izolacji papierowej w zależności od zawartości wody w papierze;

dla T = 80°C [109]

Wzrost zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej prowadzi również do spadku napięcia przebicia [10]. Na rysunku 3.3 przedstawiono napięcie przebicia różnych cieczy elektroizolacyjnych w funkcji zawilgocenia. Jak wynika z rysunku, wraz ze wzrostem zawartości wody w cieczy elektroizolacyjnej napięcie przebicia cieczy ulega znacznemu pogorszeniu.

Rys. 3.3. Napięcie przebicia różnych cieczy elektroizolacyjnych w zależności od zawartości wody [15]

Wzrost zawartości wody w izolacji papierowej może się również przyczyniać do powstawania efektu bąbelkowania. Na rysunku 3.4 przedstawiono temperaturę inicjacji efektu bąbelkowania w zależności od zawartości wody w papierze. Jak wynika z rysunku, wraz ze wzrostem zawartości wody w izolacji papierowej temperatura inicjacji efektu bąbelkowania maleje, a co za tym idzie może on wystąpić już przy temperaturze mniejszej niż 90°C.

Rys. 3.4. Temperatura inicjacji efektu bąbelkowania w zależności od zawartości wody w papierze; papier nowy DP = 1320, papier zestarzony DP = 340 [107]

W przypadku izolacji papierowej wzrost zawartości wody może być ponadto przyczyną występowania wyładowań niezupełnych (wnz). Wraz ze wzrostem zawartości wody w izolacji papierowej rośnie prawdopodobieństwo występowania tych wyładowań [122].

W przypadku cieczy elektroizolacyjnej wzrost zawartości wody może wpłynąć na spadek rezystywności [51,67,132].

W poniższych akapitach przedstawione zostały skutki zmiany chłonności wody przez układ izolacyjny będące wynikiem działania podwyższonej temperatury.

Zmiana temperatury w różny sposób wpływa na zdolność materiałów celulozowych i cieczy elektroizolacyjnych do sorpcji wody. W przypadku izolacji papierowej wzrost temperatury powoduje zmniejszenie higroskopijności (rys. 3.5), natomiast w przypadku cieczy elektroizolacyjnej dochodzi do wzrostu rozpuszczalności wody. W takiej sytuacji woda migruje z izolacji celulozowej do cieczy [88,113,122].

W przypadku cieczy elektroizolacyjnej, odwrotnie jak w przypadku izolacji papierowej,

zdolność do rozpuszczalności wody rośnie wraz z temperaturą (rys. 3.6). Wzrost

rozpuszczalności wody w cieczy elektroizolacyjnej uniemożliwia niekiedy powstawanie

wody w wolnej postaci ograniczając tym samym możliwość wystąpienia wyładowań

niezupełnych [70,113,122]. Niestety ciecz elektroizolacyjna nie jest w stanie zaabsorbować

całej wilgoci z izolacji papierowej, zawierającej nawet kilkaset razy więcej wody niż sama

ciecz [54]. Wydzielenie się wody z cieczy może tym samym skutkować dużą

niejednorodnością pola elektrycznego w izolacji papierowo-olejowej, stwarzając tym samym

warunki do wystąpienia przebicia [10]. Wzrost zawartości wody w izolacji papierowej może

prowadzić do wystąpienia efektu bąbelkowania oraz pogorszenia właściwości elektrycznych

cieczy elektroizolacyjnej [51,67,77,81,109].

Rys. 3.5. Izotermy chłonności wody przez pulpę celulozową [56]

Rys. 3.6. Porównanie rozpuszczalności wody przez ciecz elektroizolacyjną w zależności od temperatury [15]

Poziom zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej warunkuje obciążenie transformatora.

Transformatory charakteryzujące się podwyższonym zawilgoceniem nie powinny być

nadmiernie przeciążane, gdyż może to zwiększać ryzyko potencjalnej awarii. Możliwość

dociążenia transformatora zależy od temperaturowych progów inicjacji pęcherzyków gazu

oraz wyładowań niezupełnych [82,83]. Konieczne jest zatem obniżenie dopuszczalnej

temperatury pracy urządzenia charakteryzującego się nadmiernym zawilgoceniem.

Kolejnym negatywnym skutkiem oddziaływania podwyższonej temperatury jest pogorszenie właściwości dielektrycznych układu izolacyjnego transformatora. Wraz ze wzrostem temperatury zmianom ulegają m.in.:

- współczynnik strat dielektrycznych tgδ, - wytrzymałość dielektryczna,

- oraz rezystywność papieru i oleju.

Na rysunku 3.7.a przedstawiono zależność współczynnika strat dielektrycznych od temperatury dla papieru nowego i zestarzonego. Jak wynika z rysunku, bez względu na stopień polimeryzacji papieru współczynnik strat dielektrycznych rośnie wraz ze wzrostem temperatury. Jednakże w przypadku papieru zestarzonego wzrost ten jest bardziej widoczny [112].

Współczynnik strat dielektrycznych cieczy elektroizolacyjnych podobnie jak w przypadku papieru rośnie wraz ze wzrostem temperatury (rys. 3.7.b) [118]. Istotne jest również sprzężenie zwrotne zachodzące pomiędzy współczynnikiem strat dielektrycznych a temperaturą. Wzrost temperatury powoduje wzrost współczynnika strat dielektrycznych. Z kolei ze wzrostu współczynnika strat dielektrycznych wynika dalszy wzrost temperatury.

Podobne zjawisko zachodzi również w przypadku izolacji papierowej [66,112,118].

a) b)

Rys. 3.7. Zależność współczynnika strat dielektrycznych od temperatury (a) dla papieru nowego (DP = 1320) i dla papieru zestarzonego (DP = 340) [112], (b) dla oleju o różnych właściwościach gazowych; 1 – olej absorbujący, 2 – olej wydzielający gaz [118]

Wzrost temperatury powoduje również zmianę wytrzymałości dielektrycznej izolacji papierowej i cieczy elektroizolacyjnej. Wraz ze wzrostem temperatury obserwowalny jest spadek wytrzymałości dielektrycznej izolacji papierowej (rys. 3.8.a). W przypadku cieczy elektroizolacyjnej spadek wytrzymałości dielektrycznej obserwowalny jest dopiero przy temperaturze ponad 90°C (rys. 3.8.b) [51,59,70,118].

Na rysunku 3.9 przedstawiono rezystywność papieru i oleju w funkcji temperatury. Jak wynika z rysunków rezystywność skrośna izolacji papierowo-olejowej jest silnie zależna od temperatury i maleje wraz z jej wzrostem [51,70,118].

Ostatnim wymienionym negatywnym skutkiem wzrostu temperatury w układzie

izolacyjnym transformatora jest możliwość wystąpienia efektu bąbelkowania. Zjawisko to

polega na odparowaniu wody, pochodzącej głównie z izolacji papierowej, wskutek wzrostu

temperatury [111]. Jak wynika z rysunku 3.4 dla transformatorów, których zawilgocenie

zawiera się w granicach 2-3%, efekt bąbelkowania może zostać zainicjowany już przy

temperaturze równej około 120°C. Istotna jest również prędkość wzrostu temperatury. Im

przyrost temperatury jest szybszy tym temperatura inicjacji efektu bąbelkowania jest mniejsza.

a) b)

Rys. 3.8. Wytrzymałość dielektryczna (a) izolacji papierowej przy napięciu stałym (1) oraz przemiennym (2) oraz (b) oleju o czystości technicznej (1) i oleju oczyszczonego i odgazowanego (2) w funkcji temperatury [118]

a) b)

Rys. 3.9. Rezystywność (a) papieru kablowego [118] i (b) oleju w funkcji temperatury; 1 – olej mineralny nowy, 2 – chlorowęglowodorowy nowy, 3 – olej przepracowany [51]

Podsumowując można stwierdzić, że najbardziej negatywny wpływ podwyższonej temperatury zaobserwować można na procesy starzeniowe zachodzące w izolacji papierowo- olejowej.

Wymienione wyżej skutki podwyższonej temperatury w transformatorze były w

przeszłości niejednokrotnie przyczyną jego awarii lub zniszczenia [39]. Konsekwencją tego

były m.in. duże straty materialne związane z awarią urządzenia, odszkodowaniami za

niedostarczoną energię, kosztami wynikającymi z zakupu transformatora w trybie awaryjnym,

skażeniem wody i gleby, a także zagrożeniem dla personelu technicznego [8].

3.3. Źródła ciepła

3.3.1. Wiadomości podstawowe

Przepływ prądu przez uzwojenia oraz stałe przemagnesowywanie się rdzenia są głównymi czynnikami wyzwalającymi straty mocy w transformatorze. Straty te objawiają się przede wszystkim w postaci ciepła, powodując przy tym nagrzewanie się poszczególnych części transformatora. Straty te można podzielić na straty jałowe oraz obciążeniowe (rys. 3.10) [58, 59,61,80].

Rys. 3.10. Podział strat mocy w transformatorze wysokiego napięcia [57-61,80]

Straty jałowe powstają przede wszystkim w rdzeniu magnetycznym, w mniejszym zaś stopniu w uzwojeniu pierwotnym oraz w izolacji części przewodzących. Straty w rdzeniu wywołane są histerezą magnetyczną (straty histerezowe) oraz prądami wirowymi (straty wiroprądowe). Straty w izolacji spowodowane są zjawiskami polaryzacyjnymi oraz wyładowaniami niezupełnymi (wnz) zachodzącymi w dielektrykach. W większości przypadków straty jałowe zależą od kwadratu napięcia. Występują zarówno wtedy, gdy strona wtórna transformatora jest obciążona, jak i rozwarta [59,80].

Z kolei straty obciążeniowe powstają przede wszystkim w uzwojeniach, a w mniejszym stopniu poza uzwojeniami. Straty w uzwojeniach można podzielić na straty podstawowe związane z prądem obciążeniowym, występujące wyłącznie w uzwojeniach transformatora oraz straty dodatkowe wywołane przez prądy wirowe wzniecone w przewodach przez zmienny w czasie strumień rozproszenia. Do strat dodatkowych w uzwojeniach zalicza się m.in. straty wynikające z niepełnego przeplecenia, straty w uzwojeniach wywołane składową osiową pola rozproszenia oraz straty w uzwojeniach wywołane składową promieniową pola rozproszenia. Natomiast straty poza uzwojeniami (kadź i masywne elementy konstrukcyjne) wywołane są przez pole rozproszenia. Straty obciążeniowe zależne są od kwadratu prądu.

Straty jałowe Straty obciążeniowe

Straty w rdzeniu

Straty w uzwojeniu pierwotnym

Straty w izolacji

Straty w uzwojeniach

Straty poza uzwojeniami

Straty histerezowe

Straty

wiroprądowe Straty

podstawowe

Straty dodatkowe Straty

polaryzacyjne

Straty związane z wnz

Straty wynikające z

niepełnego przeplecenia

Straty mocy

Straty wywołane składową osiową pola rozproszenia

Straty wywołane składową promieniową pola

rozproszenia

Występują tylko przy obciążeniu transformatora, czyli w sytuacji, gdy strona pierwotna jest pod napięciem, a wtórna jest obciążona [57-61,80].

3.3.2. Straty jałowe

W podrozdziale tym opisano straty jałowe w transformatorze wysokiego napięcia, na które składają się straty w rdzeniu transformatora, straty w uzwojeniu pierwotnym oraz straty w izolacji.

Straty w rdzeniu związane są z histerezą magnetyczną (straty histerezowe) oraz z prądami wirowymi (straty wiroprądowe).

Straty w rdzeniu wywołane histerezą zależą w głównej mierze od składu chemicznego blachy, z której został on wykonany oraz od sposobu jej obróbki (termicznej i mechanicznej) w trakcie procesu produkcji [58,59].

Skład chemiczny blachy determinuje jej najistotniejsze cechy – stratność i magnesowalność. W żelazie, które jest wykorzystywane do produkcji blachy transformatorowej, niemalże zawsze występują różne domieszki takie jak węgiel, siarka, tlen i azot. Domieszki te przyczyniają się do powiększania strat związanych z histerezą magnetyczną. Miarą tych strat jest powierzchnia pętli histerezy. Im pętla jest węższa, tym straty histerezowe są mniejsze. Kształt i powierzchnia pętli histerezy w bardzo dużej mierze uzależnione są od składu chemicznego blachy transformatorowej. Szczególnie niepożądana jest obecność węgla powodująca zwiększenie omawianych strat. Korzystna jest natomiast obecność krzemu, który ma właściwości przeciwdziałające rozpuszczaniu się w żelazie większej ilości węgla i przeciwdziała tworzeniu się związków powodujących magnetyczne utwardzenie blachy, przez co w sposób korzystny wpływa na obniżenie strat histerezowych.

Należy jednak zwrócić uwagę, iż obniżanie stratności blachy transformatorowej poprzez domieszkowanie krzemem powoduje zwiększenie jej twardości i kruchości. W związku z tym zawartość krzemu w blasze transformatorowej nie powinna przekraczać 4,5% [37,58,59].

Przyjęte rozwiązania konstrukcyjne, określające sposób obróbki termicznej i mechanicznej, są istotne w przypadku blachy anizotropowej (walcowanej na zimno). Podczas procesu produkcji blachy anizotropowej przechodzi ona przez szereg walcowań na zimno.

Walcowanie na zimno powoduje ustawienie kryształów żelaza w kierunku osi zgodnej z kierunkiem walcowania. Dzięki temu przy magnesowaniu wzdłuż kierunku walcowania uzyskuje się najmniejszą stratność blachy oraz znacząco zwiększa się jej magnesowalność (indukcję). Dbałość wykonania charakteryzuje się tym, iż po każdym z przewalcowań następuje proces wyżarzania, który pozwala na uzyskanie prawidłowej krystalicznej budowy, powiększenie kryształów żelaza oraz obniżenie zawartości zanieczyszczeń [57,58,59].

Straty histerezowe ΔP

mają swoje źródło w magnesowaniu rdzenia transformatora.

Przepływający przez uzwojenie pierwotne transformatora prąd powoduje okresowe przemagnesowywanie rdzenia z częstotliwością napięcia zasilającego. Magnesowanie rdzenia wymusza nieznaczne przesunięcia atomów żelaza zgodnie z kierunkiem pola magnetycznego.

Straty energii wywołane histerezą są proporcjonalne do liczby cykli przemagnesowywania w rozpatrywanym czasie. Miarą energii utraconej w trakcie jednego okresu przemagnesowywania jest pole powierzchni pętli histerezy. W związku z tym straty mocy wywołane histerezą są proporcjonalne do częstotliwości przemagnesowywania żelaza i zależą od indukcji [58,59]:

Δ𝑃

= 𝜂 ∙ 𝑓 ∙ 𝐵

(3.1)

gdzie:

ΔP

– straty histerezowe [W],

η – stała zależna od składu chemicznego, obróbki i przyjętych jednostek,

f – częstotliwość przemagnesowywania żelaza [Hz],

B – wartość maksymalna indukcji [Gs],

χ – wykładnik zależny od wartości maksymalnej indukcji B; wynosi on w przybliżeniu [58]:

– χ = ok. 2,00 przy B

≤ 14 500 Gs,

– χ = ok. 2,25 przy 15 000 Gs < B

≤ 16 000 Gs, – χ = ok. 2,60 przy B

= 17 000 Gs.

W mniej dokładnych obliczeniach przyjmuje się, że χ = 2 wówczas wzór (3.1) przyjmuje postać [59]:

Δ𝑃

= 𝐸

∙ ( 𝑓

100 ∙ 𝐵 10 000 )

2

∙ 𝐺

(3.2)

gdzie:

G

– ciężar blach [kG],

E

– współczynnik zależny od gatunku blachy i obranych jednostek; dla blach o dużej zawartości krzemu (ok. 4%) i przyjętych wyżej jednostek E

= 1,2÷2,0.

Z kolei straty w rdzeniu wywołane prądami wirowymi (straty wiroprądowe) ΔP

mają swoje źródło w ruchu elektronów i występują niezależnie od tego, czy właściwe uzwojenie wtórne jest obciążone, czy nie. Określa się je poniższym wzorem [59]:

Δ𝑃

= 𝐵

∙ ( 𝑑

0,5 ∙ 𝑓

100 ∙ 𝜎

∙ 𝐵 10 000 )

2

∙ 𝐺

(3.3)

gdzie:

ΔP

– straty wiroprądowe [W],

B

– współczynnik liczbowy zależny od rezystywności i ciężaru właściwego blachy oraz przyjętych jednostek; dla blach walcowanych na gorąco (o dużej zawartości krzemu równej ok. 4,2%) b = 1,7÷1,8,

d

– grubość blachy [mm],

σ

– współczynnik kształtu krzywej napięcia; dla sinusoidy σ

= 1,11.

Ze wzoru (3.3) wynika, że przy zadanych wartościach indukcji B, częstotliwości f oraz współczynnika kształtu krzywej napięcia σ

obniżenie strat wywołanych prądami wirowymi można uzyskać poprzez zastosowanie cieńszych blach oraz zwiększenie ich rezystywności.

Zwiększenie rezystywności blachy transformatorowej uzyskuje się poprzez domieszkowanie żelaza krzemem [59].

Łączne straty w rdzeniu ΔP

, złożone ze strat histerezowych i wiroprądowych, można wyrazić według empirycznego wzoru Vidmara [80]:

Δ𝑃

= 𝛥𝑃

+ 𝛥𝑃

= 𝑝

∙ ( 𝐵 15 000 )

2

∙ ( 𝑓 50 )

1,3

∙ 𝐺

(3.4)

gdzie:

ΔP

– straty w rdzeniu [W],

p

– stratność blachy walcowanej na gorąco [W·kG

] przy indukcji 15 000 Gs.

Przy częstotliwości f = 50 Hz wzór (3.4) przyjmuje postać [80]:

Δ𝑃

= 𝑝

∙ ( 𝐵 15 000 )

2

∙ 𝐺

. (3.5)

Kolejnym rodzajem strat jałowych są straty w uzwojeniu pierwotnym. Straty te związane

są z przepływem przez uzwojenie prądu stanu jałowego. Straty te swoje źródło mają w ruchu

elektronów przemieszczających się pod wpływem przyłożonego napięcia. Przepływowi prądu

elektrycznego przez przewodnik towarzyszy zjawisko wydzielania się ciepła nazywane

stratami Joule’a-Lenza. Straty te są wprost proporcjonalne do rezystancji uzwojenia i

kwadratu przepływającego prądu. W związku z tym, że prąd jałowy przepływający przez

uzwojenie pierwotne jest nieznaczny to generowane straty, które są proporcjonalne do jego

kwadratu, będą również znikomo małe i w większości przypadków można je pominąć.