0 Einleitung Die Größe des dielektrischen Verlustfaktors reagiert sehr empfindlich auf die Beurteilung der Alterung und Verunreinigung von Transformatoröl. Neues Öl enthält nur wenige polare Verunreinigungen und weist einen sehr geringen dielektrischen Verlustwert auf. Bei Alterung und Verunreinigung nehmen die entstehenden polaren Verunreinigungen und geladenen Kolloide jedoch allmählich zu, wodurch der dielektrische Verlust entsprechend ansteigt. Ölalterungsprodukte sind minimal, und wenn sie mit chemischen Methoden nicht nachweisbar sind, können sie durch den Hochtemperatur-Dielektrizitätsverlustfaktor tanδ% (90 °C) eindeutig identifiziert werden. Wir führten zu verschiedenen Zeitpunkten Probenahme- und Tracking-Tests an einer Transformatorölprobe aus einem 220-kV-Umspannwerk in der Provinz durch. Die Ergebnisse zeigten, dass der Hochtemperatur-Dielektrizitätsverlustwert instabil war und teilweise sogar erhebliche Schwankungen aufwies. Dieser Artikel analysiert die Ursachen für dieses Phänomen. 1 Verunreinigung bei der Transformatorinstallation Bei der Installation von Transformatoren werden diese mit Staub und Verunreinigungen bedeckt. Nach einer gewissen Betriebszeit setzen sich kolloidale Verunreinigungen allmählich ab. Kolloidale Partikel besitzen einen kleinen Durchmesser von in der Regel nur 10⁻⁹ bis 10⁻⁷ m und diffundieren langsam, verfügen aber über eine gewisse Aktivitätsenergie. Die Partikel können sich selbstständig aggregieren und dabei von klein nach groß wachsen, wodurch ein grobes Dispersionssystem in einem instabilen Nichtgleichgewichtszustand entsteht. Sobald die Konzentration den kolloidalen Bereich überschreitet, sedimentieren sie aufgrund der Schwerkraft. Kolloide sind jedoch sehr stabil, was zu einer langsamen Ablagerungszeit führt und von Temperatur und Spannung beeinflusst wird. Aufgrund der selbstständigen Aggregation der Kolloide befinden sie sich in einem instabilen Nichtgleichgewichtszustand, was zu ungleichmäßigen Konzentrationen in verschiedenen Bereichen führt. Im Allgemeinen wird angenommen, dass die Konzentration und der dielektrische Verlust des Öls am Boden des Geräts höher sind als in der oberen Ölschicht. Daher beeinflusst der Probenahmeort die Bestimmung des dielektrischen Verlusts von Transformatoröl direkt. 2. Wasserhaushaltsaustausch zwischen Öl und Feststoffisolierung. Die Quellen für Isolieröl und ölgetränkte Isoliermaterialien in ölgefüllten Geräten sind: externe Feuchtigkeitseinwirkung und interne Feuchtigkeitsbildung. Externe Feuchtigkeitseinwirkung: Obwohl die Isoliermaterialien während des Herstellungsprozesses von Transformatoren und anderen elektrischen Geräten getrocknet werden, verbleibt in ihnen Restfeuchte. Unsachgemäße Schutzmaßnahmen beim Transport und der Installation können dazu führen, dass die Isoliermaterialien erneut feucht werden. Im Betrieb dringt Feuchtigkeit in das Belüftungssystem ein und sickert durch die Öloberfläche ins Öl. Interne Feuchtigkeitsbildung: Die im Gerät entstehende Feuchtigkeit bezieht sich auf das Wasser, das durch die oxidative thermische Zersetzung von Feststoffisolierungen und Transformatoren während des Betriebs gebildet wird. Wenn das Isolieröl Betriebstemperatur erreicht und gelöster Sauerstoff vorhanden ist, beschleunigt sich seine Oxidation, wodurch organische Säuren und Feuchtigkeit entstehen. Bei einer bestimmten Temperatur stellt sich ein Verteilungsgleichgewicht zwischen den Faser-Luft- und Faser-Öl-Systemen ein. Die Feuchtigkeit im Öl und im Papier kann ineinander umgewandelt werden. Bei höheren Temperaturen steigt der Wassergehalt im Öl, während der Wassergehalt im Papier sinkt, und Feuchtigkeit diffundiert vom Papier ins Öl. Umgekehrt steigt bei niedrigeren Temperaturen der Wassergehalt im Papier, während der Wassergehalt im Öl sinkt, und das Isolierpapier absorbiert Feuchtigkeit aus dem Öl. Dies erklärt die Schwankungen des Wassergehalts im Transformatoröl mit der Öltemperatur und den saisonalen (Luft-)Veränderungen. Der Wassergehalt im Öl ist tendenziell im Sommer höher und im Winter niedriger. Das Gleichgewicht zwischen Öl und Papier stellt sich jedoch nicht innerhalb kurzer Zeit ein. Bei großen Transformatoren, die bei relativ stabilen Temperaturen betrieben werden, kann es mehrere Monate dauern, bis dieses Gleichgewicht erreicht ist. Daher variiert der dielektrische Verlust des Isolieröls bei hohen Temperaturen je nach Jahreszeit. 3. Mikrobielle Kontamination: Da das Öl Wasser, Luft, verkohlte organische Stoffe und verschiedene Mineralien enthält, bietet es ideale Bedingungen für mikrobielles Wachstum. Mikroorganismen überleben und vermehren sich unter diesen spezifischen Umweltbedingungen. Die Prüfung des dielektrischen Verlusts von Öl bei hohen Temperaturen reagiert äußerst empfindlich auf Mikroorganismen im Öl. Die Last des Haupttransformators variiert im Laufe der Zeit, und auch die Betriebstemperatur des Öls sowie die Vermehrungsrate der Mikroorganismen unterscheiden sich bei unterschiedlichen Temperaturen. Daher ist der Hochtemperatur-Dielektrizitätsverlust des Öls instabil. Zudem befindet sich Transformatoröl im Transformatorgehäuse in einer vollständig abgeschlossenen, sauerstoffarmen und lichtundurchlässigen Umgebung, in der Mikroorganismen anaerob und photophob sind. Die Dielektrizitätsverlustwerte nehmen nach längerer Lagerung ab, insbesondere bei Öl, das in farblosen, transparenten Glasflaschen aufbewahrt wird. 4. Messabweichungen zwischen verschiedenen Prüfgeräten: Bei der Prüfung derselben Ölprobe mit Dielektrizitätsverlust-Prüfgeräten unterschiedlicher Modelle und Hersteller treten Zufälligkeiten und Bedienungsfehler auf. Hohe Verluste im Hochspannungs-Standardkondensator, ungenaue Brückenschaltungen oder eine zu schnelle oder zu langsame Erwärmung durch die Temperaturregelung beeinflussen die Messung des Dielektrizitätsverlusts direkt. Bei wiederholten Messungen mit demselben Gerät sollte die Differenz zwischen zwei Messungen 0,01 % nicht überschreiten. Da der Ladeleiter einen starken Einfluss auf den Dielektrizitätsverlust des Isolieröls hat, ist darauf zu achten, dass der Probenbehälter nicht verunreinigt wird. Die Messelektroden (Ölbecher) müssen vor der Prüfung gründlich gereinigt werden, um sicherzustellen, dass der dielektrische Verlust des leeren Bechers < 5 × 10⁻⁵ beträgt. Die Prüfung sollte in einer sauberen Prüfkammer mit niedriger Luftfeuchtigkeit durchgeführt werden. Die Isolierölprobe wird in die Messelektroden eingespritzt, auf die Endpunkttemperatur erhitzt und sofort gemessen. Während der Prüfung wurde festgestellt, dass sich der Verlustfaktor auch ohne Druck im Laufe der Zeit ändern kann. Im Allgemeinen gilt der Anfangswert der Prüfung im Temperaturgleichgewicht als repräsentativ für die tatsächlichen Daten der Ölprobe; idealerweise wird unmittelbar nach Erreichen des Temperaturgleichgewichts gemessen. 5. Schlussfolgerung Zusammenfassend lässt sich sagen, dass bei der Probenahme und der anschließenden Messung derselben Transformatorölprobe ein instabiler dielektrischer Verlustwert festgestellt wurde. Dieses Phänomen tritt bei qualitativ hochwertigem und im Betrieb unverschmutztem Isolieröl nicht auf. Sollten die Messdaten signifikant voneinander abweichen und ein allgemeiner Abfall der Isolationsleistung auftreten, sollte das Isolieröl einer Adsorptionsfiltration unterzogen werden. Informationsquelle: HC360.com