Стартовая >> Оборудование >> Трансформаторы >> Практика >> Селективная очистка трансформаторного масла

Селективная очистка трансформаторного масла

Метод селективной очистки трансформаторного масла основан на способности некоторых растворителей растворять только часть соединений, входящих в состав масляных дистиллятов. В качестве такого избирательного растворителя промышленное применение получил фенол. По убывающей растворимости в феноле компоненты масляных дистиллятов располагаются в следующем ряду: смолы, сернистые и азотистые соединения, полициклические соединения, ароматические углеводороды, нафтены и парафиновые углеводороды. Очистка дистиллята производится в колоннах методом противотока. В верхней части колонны температура равна 50—55° С, в нижней 31 — 42° С. Чтобы избежать кристаллизации фенола, температура плавления которого 40,9е С, в фенол добавляют до 10% воды. Очищенное масло характеризуется следующими величинами: вязкостью до 7 сСт при 50° С (нефть 7,2—8 сСт); плотностью 0,84—0,85 отн. ед. (нефть 0,87— 0,88 отн. ед.); содержанием серы 0,4—0,6% (нефть 1,4—1,7). Но твердые парафины остаются в масле и количество их в процентном отношении даже увеличивается за счет удаления нежелательных компонентов. Метод селективной очистки масляных дистиллятов разработан для изготовления трансформаторных масел из сернистых парафинистых нефтей. Масла, полученные из этих нефтей после фенольной очистки, имеют температуру застывания около 20° С при норме —45° С. Поэтому необходимо удалить парафин и часть жидких при положительных температурах углеводородов, которые при отрицательных температурах образуют кристаллическую структуру, приводящую к потере подвижности масла. Процесс удаления указанных веществ называется депарафинизацией. Депарафинизация состоит из следующих операций. Сначала производится обработка растворителем (смесь 30% ацетона и 70% бензола или толуола). Ацетон не растворяет парафины и слабо растворяет другие компоненты масла. Бензол или толуол повышает растворяющую способность смеси. Эта смесь полностью растворяет жидкие компоненты и слабо растворяет парафины при низкой температуре. Расход растворителя 100 -150%. Обработка растворителем ведется при температуре 50—70е С, на 25—30° С выше температуры помутнения необработанного масла. Затем производится отделение выделившейся при охлаждении твердой фазы центрифугами или вакуумными фильтрами. Заключительной операцией является доочистка масла при добавлении 5% отбеливающих земель (зикеевская, гумбрин, глуховская, балашевская). При этой операции удаляются следы растворителей и полярных примесей (смол и кислот), что улучшает диэлектрические свойства масел. Выход депарафинированного масла составляет около 50% дистиллята. Полученные путем фенольной очистки масла не стабильны против окисления кислородом. Поэтому в них необходимо добавить не менее 0,2% эффективной антиокислительной присадки ионол (2,6-дитретичный-бутил-4-метилфенол). Хорошими в отношении восприимчивости к присадкам являются масла, содержащие не более 0,4—0,6% серы. Следовательно восприимчивость масел к действию антиокислительной присадки определяется глубиной очистки дистиллята.
В процессе эксплуатации старение трансформаторного масла проявляется в основном как окисление его составляющих. В начальный (индукционный) период окисления видимых изменений в масле не наблюдается. Затем начинается рост кислотного числа. Следующим этапом при кислотном числе, большем 0,2—0,3 мг КОН на 1 г масла, является образование осадков, нерастворимых в масле. Чтобы замедлить процесс окисления, в масла добавляются антиокислительные присадки. В Советском Союзе широкое промышленное применение получил 2,6-дитретичный-бутил-4-метилфенол (фирменные названия ионол, топонол-0 и др.) и дибутилпаракрезол (ДБК). Главным преимуществом ионола является то, что он почти полностью предупреждает образование осадка в хорошо очищенных маслах. Кроме того, отработанные масла можно регенерировать почти всеми применяемыми для этого способами, так как ионол не растворяется в воде и щелочах, не извлекается адсорбентами и может быть удален только при сернокислотной очистке. Ионол в отличие от большинства присадок эффективно задерживает окисление масла даже при облучении его ультрафиолетовыми лучами Поэтому масло, содержащее ионол, может использоваться в маслонаполненных вводах со стеклянными расширителями. Кроме того, ионол не снижает газостойкости масел в электрическом поле.
В настоящее время все трансформаторные масла, применяющиеся для заливки мощных силовых трансформаторов, содержат антиокислительную присадку. Так, трансформаторные масла марки T-750 по ГОСТ 982—80 содержат не менее 0.3% антиокислительной присадки 2,6-дитретичный бутилпаракрезол; марки T-1500 не менее 0,4% той же присадки. По ГОСТ 10121—76 не менее 0,2% присадки 2,6-дитретичный бутилпаракрезол. По ТУ 38-101-169-71 (ATM-65 арктическое) не менее 0,5% ДБК, по ТУ 38-101-281-75 (масло адсорбционной очистки) — не менее 0,2% ДБК.
Под действием электрического поля скорость окислительной реакции увеличивается, частицы осадка укрупняются, воды образуется в 4—5 раз больше, чем при тех же условиях, но без воздействия электрического t поля.
Приведены характеристики трансформаторного масла и предельно допустимые значения показателей качества.
Основным показателем, характеризующим трансформаторное масло 4 как диэлектрик, является электрическая прочность, кВ/см, и тангенс угла диэлектрических потерь, %. Напряжение, при котором происходит пробой трансформаторного масла в стандартном разряднике, называется пробивным напряжением и выражается в киловольтах. Независимо от химического состава чистое сухое трансформаторное масло имеет высокую электрическую прочность (более 60 кВ в стандартном разряднике).
Из-за значительной разницы в размерах молекул воды и углеводородов, составляющих трансформаторное масло, растворимость в нем воды мала. Этому способствует то, что молекулы воды имеют значительно больший дипольный момент, чем молекулы масла. Суммарное поле межмолекулярных сил, создаваемое молекулами этих двух типов, препятствует растворению воды в масле. Но несмотря на это, масло способно растворять воду не только при непосредственном соприкосновении, но и поглощать ее из окружающей среды. При одинаковых условиях гигроскопичность масла зависит от химического состава и возрастает, как уже указывалось выше, с повышением содержания в них ароматических углеводородов. Присутствие в маслах полярных примесей (спиртов, кислот, мыл и т. п.) тоже повышает гигроскопичность масел, при этом нарушается линейная зависимость поглощающей способности масел от влажности окружающей среды.
Для получения сравнимых результатов пробивное напряжение определяют переменным напряжением при частоте 50 Гц и расстоянии между электродами 2,5 мм. Температурная зависимость электрической прочности трансформаторного масла при частоте переменного тока 50 Гц имеет сложный характер. Большинство исследователей отмечают рост электрической прочности при положительной и отрицательной температурах. Максимум лежит в интервале +60-+80° С, минимум около +5° С. При повышении температуры вода из эмульсионного состояния частично переходит в растворенное, в результате чего электрическая прочность масла повышается. При более значительном повышении температуры начинается испарение воды и некоторых компонентов масла, что приводит к понижению электрической прочности. При снижении температуры до +5° С почти вся находящаяся в масле вода переходит в эмульсионное состояние, поэтому электрическая прочность имеет в этой точке минимальное значение. При дальнейшем снижении температуры воды вымерзает и электрическая прочность повышается. Для абсолютно сухого масла максимум пробивного напряжения при повышении температуры отсутствует. Но практически чистое сухое трансформаторное масло всегда содержит некоторое количество воды и газа, поэтому для него характерна указанная выше температурная зависимость значения пробивного напряжения. В резконеоднородном электрическом поле с ростом температуры наблюдается небольшое снижение пробивного напряжения. Так при повышении температуры с 20 до 90° С пробивное напряжение падает примерно на 10%. В однородном поле наблюдается рост пробивного напряжения, доходящий до 60% при повышении температуры от 20 до 60° С. При дальнейшем повышении температуры пробивное напряжение начинает падать. Но даже при максимально допустимой рабочей температуре в трансформаторе масло будет иметь пробивное напряжение примерно на 30% больше, чем при 20° С.
Особенности температурной зависимости пробивного напряжения следует учитывать при оценке работы масляной изоляции.
Процессы удаления влаги из масла и поглощения ее маслом протекают с определенной скоростью и зависят от толщины слоя масла, площади поверхности соприкосновения масла с водой или воздухом, соотношения упругости паров масла и окружающей среды и температуры. На рис. 1 показана способность масла поглощать воду в зависимости от влажности окружающего воздуха.
Следует отметить, что предохранить твердую изоляцию от увлажнения можно только при полной герметизации трансформатора. Трансформаторное масло в значительной мере замедляет, но не исключает этот процесс, так как само масло гигроскопично.
Электрическая прочность не является постоянной величиной, характеризующей свойства масла, а зависит от ряда факторов, поэтому в технических условиях на трансформаторное масло она не нормируется.

Растворимость воды в трансформаторных маслах
Рис. 1. Растворимость воды в трансформаторных маслах при различных значениях относительной влажности воздуха
В жидком диэлектрике диэлектрические потери могут вызываться проводимостью и дипольными потерями.
Снизить tg δ трансформаторного масла можно путем адсорбционной очистки силикагелем, окисью алюминия и лучше всего отбеливающими землями.
Причины, приводящие к повышению tg б в трансформаторном масле и в твердой изоляции трансформатора, различны. Так, например, кислоты, перекиси, адсорбированные на твердой изоляции, являются основной причиной повышения tg δ. Эти же вещества, растворенные в масле в концентрации, не выше предельной (0,5%), практически не влияют на tg δ. Вместе с тем коллоидные вещества, которые являются основной причиной повышения проводимости трансформаторного масла, а следовательно, и увеличения tg δ мало влияют на tg δ твердой изоляции трансформатора.
Потери тепла, вызываемые высокой проводимостью масла, малы по сравнению с общими тепловыми потерями в трансформаторе. Однако этим значением нельзя совсем пренебрегать, так как в трансформаторе есть места, где напряженность электрического поля повышена, а масло циркулирует плохо. Здесь может произойти повышение
температуры, что приведет к ускорению процесса старения как жидкой, так и твердой изоляции трансформатора. Образующиеся при этом продукты старения масла вызывают дальнейшее повышение tg б масла и твердой изоляции. Эти процессы ведут к местным перегревам и в конечном итоге могут быть причиной пробоя.
Для за водов-изготовителей трансформаторного масла tg δ является основным показателем, характеризующим масло как электроизоляционный материал. При монтаже трансформаторов неоднократно имели место случаи, когда на основании ухудшения характеристик изоляции трансформаторов по сравнению с заводскими данными делались ошибочные заключения об увлажнении изоляции. Работа, проведенная ВНИИЭ, показала, что в 35% случаев ухудшение характеристик изоляции трансформаторов на монтаже было вызвано не увлажнением, а тем что tg δ масла, залитого в трансформатор при монтаже, превышал tg δ масла, применяемого на заводе. Была выведена зависимость между tg δ масла и характеристиками изоляции трансформатора. В настоящее время формула зависимости внесена в «Нормы испытания электрооборудования».

 
« Сдача трансформатора из ремонта   Силовое оборудование для испытаний трансформаторов »
электрические сети