МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» В.П. ТУТУБАЛИНА, Л.Р. ГАЙНУЛЛИНА ОСУШКА ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА АДСОРБЕНТАМИ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ МОНОГРАФИЯ Казань 2017 УДК 621.315.615.2 ББК 22.379 Т91 Рецензенты: доктор технических наук, профессор КНИТУ (КХТИ) В.Г. Макаров; доктор технических наук, профессор КГЭУ И.М. Валеев Т91 Тутубалина В.П., Гайнуллина Л.Р. Осушка трансформаторного масла адсорбентами на электрических станциях: монография / В.П. Тутубалина, Л.Р. Гайнуллина. – Казань: Казан.гос.энерг.ун-т, 2017. – 114 с. ISBN 978-5-89873-485-5 В монографии дана характеристика химического состава трансформаторных масел, показано, что он зависит от химического состава нефти и ее месторождения. Приведены контролируемые показатели трансформаторного масла и влияние влагосодержания на эксплуатационные свойства масла. Представлены технологии осушки масел различного вида адсорбентами, в том числе комбинированными, также рассмотрено влияние влаги, растворенной в масле или содержащейся в нем в виде эмульсии, на скорость старения масла в электрическом поле при повышенных рабочих температурах. Данная монография предназначена для технических работников, работающих с маслонаполненным электрооборудованием, а также для магистров и бакалавров, обучающихся по образовательным программам направлений подготовки «Теплоэнергетика и теплотехника» и «Электроэнергетика и электротехника», и аспирантов. УДК 621.315.615.2 ББК 22.379 ISBN 978-5-89873-485-5 © Тутубалина В.П., Гайнуллина Л.Р. © Казанский государственный энергетический университет, 2017 3 ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Tкип – температура кипения, °С t – температура, °С 20 – показатель преломления nД – плотность 20 4 S – общая сера. % tg δ – тангенс угла диэлектрических потерь L – высота, мм τ – время, мин f – фактор симметричности выходной кривой адсорбционного процесса а – динамическая активность, % 2 Dе – коэффициент диффузии, м /с γ – величина относительной адсорбции 3 V – объем гранул адсорбента, см 2 S – наружная поверхность гранул адсорбента, см М – статистический момент N – число интервалов G – вес слоя адсорбента, кг W – скорость, м/с D – диаметр адсорбента, м υ – линейная скорость потока, см/мин z – число опытов 3 Сn – концентрация, г/м x – кодированные значения фактора J – интервал варьирования y – определяемый параметр а, b – коэффициенты уравнения регрессии P – уровень значимости m – число точек факторного пространства β – коэффициент массопередачи t – критерий Стьюдента F – критерий Фишера σ – дисперсия Индексы 0, 1, 2, 3…n – состояние вещества е – до «проскока» в – достижение условного «проскока» k – показатель степени j – номер фактора 4 ВВЕДЕНИЕ Повышение надежности работы трансформаторного оборудования энергетических объектов является одной из важнейших задач теплоэнергетики, решение которой непосредственно связано с совершенствованием качественных и эксплуатационных характеристик нефтяного изоляционного масла. Масло в трансформаторном оборудовании используется в качестве теплоотводящей и изолирующей среды. Поэтому к основным требованиям, предъявляемым к трансформаторным маслам, относится высокая электрическая прочность, достигаемая путем тщательной очистки, осушки и дегазации масла перед заливкой в энергооборудование на стадии его изготовления или ввода в эксплуатацию. Трансформаторное масло в электрооборудовании работает в условиях высокой напряженности электрического поля и повышенных температур, что оказывает негативное влияние на состав масла. Поэтому наряду с хорошей электрической прочностью трансформаторные масла должны обладать высокой термической стабильностью – устойчивостью против окисления при их длительном пребывании в маслонаполненном оборудовании и газостойкостью в электрическом поле. Кроме высокой термической стабильности, масла не должны разрушать твердую изоляцию трансформаторов, но обладать низкими значениями тангенса угла диэлектрических потерь и малой электропроводностью. Величина диэлектрической проницаемости трансформаторного масла должна быть близкой к величине диэлектрической проницаемости твердой изоляции электрооборудования. При эксплуатации в трансформаторах масла подвергаются термохимическому и электрическому старению, что способствует снижению их качественных и эксплуатационных показателей и изменению их состава; образованию кислородсодержащих соединений и воды. Трансформаторное масло способно поглощать воду из влажного воздуха, при этом электрическая прочность масла резко снижается. Кроме того, вода оказывает сильное каталитическое воздействие на процессы окисления углеводородов масла. Присутствие воды в масле в эмульгированном состоянии способствует возрастанию величины тангенса угла диэлектрических потерь и электропроводности масла. 5 Анализ процессов старения трансформаторного масла и продуктов, образующихся при его старении, позволяет сделать вывод, что для восстановления эксплуатационных свойств трансформаторных масел из их состава необходимо удалить образовавшиеся продукты реакции окисления углеводородов и воду. Для восстановления эксплуатационных характеристик увлажненное трансформаторное масло подлежит осушке. В современном электрооборудовании трансформаторное масло должно содержать влаги не более 0,001%. Удовлетворить такие высокие требования можно, применив для осушки трансформаторного масла процесс адсорбционного извлечения влаги. В этой связи было необходимо произвести всесторонние теоретические и экспериментальные исследования удаления влаги из масла, позволяющие разработать современные технологические процессы его осушки. Экономическая целесообразность осушки масел отчетливо проявляется в настоящее время в связи с увеличением стоимости нефтяных масел. Исследование факторов, влияющих на растворимость воды в трансформаторном масле, скорости термического и электрического старения под воздействием влаги, разработка способов определения воды в масле и рациональных схем осушки масла составляет новое научное направление в области теплоэнергетики, не получившее до настоящего времени необходимое теоретическое и экспериментальное обоснование. Решение поставленных актуальных задач не представляется возможным без проведения экспериментальных исследований в области разработки процесса адсорбционного извлечения влаги из трансформаторного масла. В данной монографии представлена разработка способа и технологической схемы адсорбционной осушки трансформаторного масла. Основные задачи исследования заключаются в следующем: – оценка влияния различных факторов на растворимость воды в трансформаторном масле; – теоретические и экспериментальные исследования влияния влагосодержания масла на его качественные и эксплуатационные характеристики; – выбор эффективного природного или синтетического адсорбента для осушки масла. В процессе работы над монографией были проведены теоретические и экспериментальные исследования с использованием модельных систем и обоснованием влияния различных технологических факторов на растворимость воды в масле. Также разработан наиболее эффективный адсорбент для осушки масла. 6 Практическая ценность полученных результатов заключается в следующем: в результате извлечения воды из масла повышается его устойчивость к термохимическому и электрическому старению, увеличивается срок службы трансформаторного масла на энергетических объектах, что представляет значительный экономический интерес в связи с увеличением потребления нефтепродуктов в промышленности и энергетике и повышением их стоимости на российском и международном рынках. Кроме того, в настоящее время наметилась прогрессирующая тенденция старения электрических сетей России, связанная с уменьшением проведения реконструктивных работ по техническому перевооружению основного и вспомогательного оборудования и его замене в случае обнаружения в процессе эксплуатации дефектов. В системе электрических сетей в основном находится маслонаполненное электрическое оборудование. Его работоспособность определяется физико-химическими и эксплуатационными свойствами нефтяного трансформаторного масла, работающего в электрическом поле при повышенных температурах и совместном воздействии кислорода воздуха и химически активных металлов, из которых изготовлена конструкция маслонаполненного электрического оборудования энергетических объектов. Поэтому надежность и стабильность эксплуатации систем электроснабжения в значительной мере определяется состоянием нефтяного трансформа-торного масла, обеспечивающего отвод теплоты и охлаждение маслонаполненной аппаратуры. В этой связи трансформаторное масло должно обладать высокими диэлектрическими характеристиками. Рекомендации, сформированные в нашей работе, могут быть использованы при оптимизации процессов осушки масла на тепловых электрических станциях, подстанциях и других энергетических объектах. Данная монография предназначена для инженерно-технических работников, занятых эксплуатацией и исследованием промышленных силовых маслонаполненных трансформаторов и маслонаполненного электрооборудования, работающего на энергетических объектах. Монография представляет интерес для студентов, обучающихся по образовательным программам подготовки «Теплоэнергетика и теплотехника» и «Электроэнергетика и электротехника», и аспирантов. 7 ГЛАВА I. ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО КАК ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1. Химический состав трансформаторных масел В трансформаторном оборудовании в качестве теплоотводящей и изолирующей среды широко используются нефтяные трансформаторные масла, потребность в которых возрастает с каждым годом. Трансформаторные масла представляют собой сложную смесь углеводородов различного строения, сернистых, кислородо- и азотосодержащих производных углеводородов [1–5]. Химический состав трансформаторных масел характеризуется – по элементному составу; – по групповому составу; – по структурно-групповому составу. Элементный состав дает представление о содержании в масле в весовых процентах углерода, водорода, серы, азота и кислорода. Так, относительно большое содержание углерода свидетельствует о высокой концентрации ароматических углеводородов в масле. Сера в трансформаторных маслах селективной очистки, полученных из сернистых нефтей, может содержаться в большой концентрации – свыше 1÷1,2% [5–9]. В соответствии с групповым составом, молекулы трансформаторного масла могут содержать нафтеновые и ароматические циклы с алкильными радикалами, а также парафиновые и олефиновые углеводороды. Групповой анализ химического состава проводят с использованием адсорбционно-хроматографического метода. Сущность адсорбционнохроматографического метода состоит в том, что трансформаторное масло разделяют на следующие фракции углеводородов: – парафино-нафтеновые углеводороды; – моноциклические ароматические углеводороды; – бициклические ароматические углеводороды; – полициклические ароматические углеводороды в смеси с сернистыми соединениями; – смолистые вещества. Основной составляющей частью нефтяных трансформаторных масел являются парафино-нафтеновые углеводороды. В трансформаторных маслах, в зависимости от месторождения нефти, из которой получено масло, и глубины их очистки, концентрация парафино-нафтеновых 8 углеводородов колеблется в широких пределах – от 70 до 95%. Так, например, глубоко очищенные кабельные и конденсаторные масла, в основном, представлены парафино-нафтеновыми и изопарафиновыми углеводородами. Содержание парафино-нафтеновых углеводородов в масляных фракциях с температурой кипения 300–400 ºС, полученных из нефтей различного месторождения, приведено в таблице 1.1. Таблица 1.1 Содержание парафино-нафтеновых углеводородов в масляной фракции Месторождения нефти Балаханское Сураханское Туймазинское Ромашкинское Шугуровское Содержание парафино-нафтеновых углеводородов 77 72 48 24 10 Из данных, приведенных в таблице 1.1 следует, что концентрация парафино-нафтеновых углеводородов масла определяется месторождением нефти, из которой получено трансформаторное масло. Парафино-нафтеновые углеводороды трансформаторных масел представлены двумя, тремя, а иногда пяти-шестичленными циклами [1–4]. Содержание ароматических углеводородов в трансформаторных маслах колеблется в широких пределах и также зависит от месторождения нефти [1–4]. Содержание ароматических углеводородов в масляных фракциях в зависимости от месторождения нефти приведено в таблице 1.2. Таблица 1.2 Концентрация ароматических углеводородов в масляных фракциях нефтей различного месторождения Месторождение нефти Туймазинское Ромашкинское Шугуровское Содержание ароматических углеводородов 28 35 44 9 Концентрация ароматических углеводородов в товарных трансформаторных маслах может доходить до 50% [10–14]. Ароматические углеводороды масла в основном представлены гомологами бензола, нафталина, фенантрена, бензофенантрена, пирена и ароматическими соединениями с пятью конденсированными циклами. Бициклические и полициклические ароматические углеводороды обладают преимущественно конденсированной структурой [4–6]. Кроме того, в маслах содержатся нафтено-ароматические углеводороды в количестве от 4,9% до 9,5% [5–21]. Черножуков Н.И. [4], изучая групповой химический состав масляной фракции с температурой кипения 300÷400 ºС туймазинской нефти, установил: – парафиновые углеводороды нормального строения, присутствующие в маслах, обуславливают высокую точку их застывания; – парафиновые углеводороды изостроения не обнаружены; – нафтеновые углеводороды с разветвленными боковыми цепями не были обнаружены; – ароматические углеводороды содержатся в небольшой концентрации, а с разветвленными боковыми цепями полностью отсутствуют; – непредельные углеводороды в товарных трансформаторных маслах отсутствуют, но появляются в процессе эксплуатации масла под воздействием электрического поля и повышенных температур. Структурно-групповой состав трансформаторных масел связан с их физико-химическими показателями и определяется по коэффициенту преломления, удельной и молекулярной массе [4, 9]. Наряду с углеводородами в трансформаторных маслах содержатся соединения, имеющие в своем составе серу, кислород и азот. Сернистые соединения в маслах представлены, в основном, в виде сульфидов алифатического и ароматического рядов и гетероциклическими соединениями [4, 10, 21–23]. Кислородсодержащие соединения подразделяются: – на нейтральные асфальто-смолистые вещества; – на кислые соединения, главным образом, нафтеновые и асфальтогеновые кислоты. Асфальто-смолистые вещества характеризуются как полициклические соединения, содержащие в своем составе, кроме углерода и водорода, кислород, серу и азот [4, 7, 9]. Асфальто-смолистые вещества подразделяются на следующие соединения: 10 – нейтральные смолы; – асфальтены; – карбены; – асфальтогеновые кислоты и их ангидриды. В товарных трансформаторных маслах содержатся только нейтральные смолы и следы асфальтогеновых и нафтеновых кислот. В процессе эксплуатации трансформаторного масла в энергооборудовании происходит образование всех указанных веществ в результате окислительных реакций углеводородов, входящих в состав масел. Нафтеновые кислоты представляют собой соединения, имеющие одно или несколько нафтеновых, как правило, пятичленных колец. Нафтеновые кислоты присутствуют во всех нефтях, из которых производят трансформаторные масла, за исключением сернистых. Нафтеновые кислоты составляют основное количество кислых соединений и хорошо растворяются в маслах. Нафтеновые кислоты корродируют металлы с образованием солей, растворимых в маслах. 1.2. Контролируемые показатели трансформаторного масла Нефтяное трансформаторное масло широко используется в качестве охлаждающего и изоляционного агента в электрооборудовании электрических станций и энергетических объектов. Распространенность трансформаторного масла в энергетике обусловлена низкой вязкостью масла и его способностью смачивать твердую изоляцию, заполняя в ней газовые поры и воздушные прослойки, тем самым повышая ее электрическую прочность. Трансформаторное масло является основной изолирующей средой и определяет электрическую прочность всей конструкции изоляции. Низкая вязкость и высокая теплоемкость трансформаторного масла обуславливают его широкое использование в качестве теплоотводящей среды [22–27]. Масло в современном трансформаторном оборудовании работает в достаточно жестких условиях, поскольку оно находится под воздействием высокой температуры и электрического поля. Напряженность электрического поля в трансформаторах составляет 4,9÷7,0 МВт, а температура верхних слоев масла достигает 115 ºС [28–34]. В процессе эксплуатации трансформаторное масло соприкасается с химически активными металлами трансформаторного оборудования и подвергается термическому и электрическому старению. 11 Это сопровождается ухудшением электроизоляционных свойств, которые относятся к основным характеристикам работоспособности масла в аппаратуре высокого напряжения. Кроме того, свойства трансформаторного масла меняются под влиянием температуры, кислорода воздуха, электрического поля, металлов трансформаторов и материалов твердой изоляции. Основным процессом, изменяющим качество масла, является его окисление молекулярным кислородом воздуха в условиях совместного воздействия электрического поля и повышенных температур. Процесс окисления протекает как на поверхности раздела масло-воздух, так и во всем объеме масла за счет растворенного в нем воздуха. При атмосферном давлении в трансформаторном масле растворено 10–11% воздуха по объему [32–34]. В течение индукционного периода окисления видимых изменений в трансформаторном масле не происходит, а затем наблюдается быстрый рост кислотного числа. Следующая стадия – это образование продуктов глубокого окисления углеводородов – осадков, нерастворимых в масле. Осадки накапливаются на активных частях электрического аппарата, например, на обмотках и магнитопроводе трансформатора, что затрудняет отвод от них теплоты и ухудшает диэлектрические показатели масла [35–38]. В практике свойства трансформаторного масла как диэлектрика характеризуются двумя показателями – электрической прочностью и тангенсом угла диэлектрических потерь [39, 40]. Напряжение, при котором происходит пробой масла в стандартном разряднике, называется пробивным напряжением и выражается в киловольтах. Сухое трансформаторное масло, независимо от способа его получения и химического состава, имеет достаточно высокую электрическую прочность – более 60 кВ. В однородном электрическом поле пробой масла происходит в виде искры. В неоднородном электрическом поле вначале происходит частичное разрушение диэлектрика в области высокой напряженности электрического поля. При дальнейшем повышении напряженности поля наступает искровой пробой всего промежутка. Возникшая искра может превратиться в электрическую дугу. При пробое масла в сравнительно однородном поле при ступенчатом повышении напряжения на некоторой ступени наступает пробой в виде единичной искры, перекрывающий весь промежуток. Пробой в виде следующих друг за другом разрядов или в виде дуги устанавливается только при напряжении, значительно превосходящем напряжение первой единичной искры. 12 В неоднородном электрическом поле коронный разряд в трансформаторном масле представляет собой ряд то возникающих, то пропадающих незавершенных искр, длина которых зависит от напряженности электрического поля. При рабочем напряжении в трансформаторе явление короны недопустимо, поскольку может привести к быстрому старению масла и порче твердых изоляционных материалов, находящихся в непосредственной близости к короне [41,42]. Электрическая прочность масла резко снижается, поскольку растворенный в нем газ, под действием напряженности электрического поля образует пузырьки. Кроме того, за счет выделившейся при разряде теплоты происходит испарение трансформаторного масла с образованием различного типа газообразных низкомолекулярных углеводородов. Наличие в трансформаторном масле газов усиливает вероятность возникновения пробоев [43–46]. Доминирующим фактором, вызывающим быстрое старение трансформаторного масла, является протекание окислительных процессов, входящих в его состав углеводородов, смолистых и сернистых соединений [27, 28]. В трансформаторах при рабочих температурах и напряженности электрического поля в масле резко ускоряются химические реакции. Скорость реакции определяется химическим составом материалов деталей трансформаторного оборудования и изоляции, а также количеством содержащейся в изоляции влаги, доступа кислорода из окружающего воздуха и составом газов, растворенных в масле. Следует отметить, что алюминий и медь, входящие в состав проводников трансформатора, являются эффективными катализаторами термоокислительных процессов, протекающих в масле. Химические реакции, происходящие в жидкой изоляции при повышенных температурах, способствуют изменению ее структуры и свойств при одновременном ухудшении свойств изоляции, то есть трансформаторного масла. В результате теплового старения трансформаторного масла под воздействием электрического поля происходит образование газообразных, жидких и твердых продуктов реакции окислительного превращения углеводородов масла. Темпы старения масла определяются скоростью химических реакций, находящихся в зависимости от температуры в соответствии с уравнением Аррениуса [4, 17]. 13 Исследование процесса окисления углеводородов, входящих в состав трансформаторного масла, в температурном интервале 40÷115 ºС показало, что окисление углеводородов начинает протекать уже при температуре 40 ºС, а с повышением температуры усиливается [15]. Причем под воздействием электрического тока скорость окислительных реакций возрастает [26]. В газообразных продуктах окисления всегда присутствуют водород и метан [4, 26]. В переключающих устройствах трансформаторов с увеличением числа переключений падает электрическая прочность масла, снижается температура вспышки, возрастает количество осадка. Причем накопление осадка происходит за счет крекинга углеводородов масла в зоне горения электрической дуги, а не за счет их окисления, поскольку кислотное число масла повышается незначительно [25–27]. В процессе эксплуатации свойства трансформаторного масла как диэлектрика характеризуются основными двумя показателями: – электрической прочностью; – тангенсом угла диэлектрических потерь. Суммарная мощность потерь в диэлектрике, рассматриваемая при приложении к нему переменного напряжения, называется диэлектрическими потерями. Диэлектрические потери обуславливают наличие активной и реактивной составляющей электрического тока, протекающего через диэлектрик, что является причиной сдвига фаз между напряжением и током, который отличается от 90º на угол δ. Угол δ называется углом диэлектрических потерь. Причем с увеличением угла диэлектрических потерь δ происходит возрастание рассеиваемой в диэлектрике мощности. Величина диэлектрических потерь для практических целей определяется из простой формулы: J tg a 100% , Jc где Ja и Jс – активная и реактивная составляющие электрического тока. С повышением температуры и влажности трансформаторного масла, являющегося диэлектриком, и при понижении частоты приложенного напряжения происходит увеличение диэлектрических потерь. Следует отметить, что от размеров электродов величина угла диэлектрических потерь практически не зависит, поскольку изменение размеров электродов пропорционально изменению емкости, а, следовательно, и активной, 14 и реактивной составляющим проходящего через масло электрического тока [29–34]. Диэлектрические потери в трансформаторном масле возникают вследствие действия ионной и электрофоретической проводимости, что вызывается движением электрических зарядов соответственно направлению электрического поля [10, 29]. Таким образом, совокупность изменений, претерпеваемых нефтяным трансформаторным маслом под действием кислорода воздуха, повышенных температур и напряженности электрического поля называется старением. Под действием электрического поля и температур в присутствии металлов происходит выделение из масла водорода, метана, этана, ацетилена и других низкомолекулярных углеводородов. Особенно активно происходит разложение углеводородов масла в электрической дуге. Окислительное старение изоляционных углеводородных масел имеет превалирующее значение при эксплуатации их в натурных условиях на электрических станциях и энергетических объектах. 1.3. Влияние влагосодержания на эксплуатационные свойства трансформаторного масла Во время работы трансформаторов под воздействием электрического поля и повышенных температур в присутствии металлов конструкции трансформатора, выполняющих роль катализаторов окислительных процессов, скорость реакции окисления углеводородов возрастает. Причем продуктом окисления углеводородов являются гидропероксиды, кислоты, альдегиды и другие продукты реакции, при распаде которых образуется вода. Например, двухатомный 1,2-гидропероксид, образовавшийся при окислении углеводородов масла, распадается с образованием воды и кислородсодержащих осколков углеводородов [47–48] по следующей схеме: ' R CH 2 CH(OOH) CH(OOH) R ' RCH 2C O H R CHO H 2O . Процесс окисления углеводородов изоляционного масла в трансформаторах протекает в присутствии металлов. Важнейшими из них являются медь, сталь и алюминий. Наибольшей эффективностью в процессе окисления углеводородов трансформаторного масла обладает медь [49–52]. Медь в трансформаторном оборудовании присутствует в большом количестве, образуя значительную поверхность соприкосновения с маслом. 15 В научной литературе [2, 4, 19, 28, 53] имеются сведения, что при наличии электрического поля в трансформаторном масле образуется в 4–5 раз больше воды, чем в идентичных условиях, но в отсутствии электрического поля. Кроме того, в трансформаторах первичное образование газа под действием повышенных напряженности электрического поля и температур может происходить за счет разложения находящейся в изоляции воды. В процессе эксплуатации трансформаторов (при их останове или при работе под небольшой нагрузкой) при контакте изоляционного масла с воздухом, особенно с влажным воздухом, происходит растворение в масле молекул воды, что сопровождается увеличением влажности масла. При увлажнении трансформаторного масла резко снижается его электрическая прочность [2, 4]. Вода в нефтяном масле может находиться в виде раствора или в форме эмульсии. Если вода в масле находится в эмульсионном состоянии, т.е. в виде капель воды в масле диаметром примерно 10 мкм, то она может выпадать в виде отстоя на дно резервуара с маслом. При содержании воды в масле в форме эмульсии наблюдается резкое снижение пробивного напряжения в масле. Водный отстой не оказывает влияние на электрическую прочность трансформаторного масла. Однако с повышением температуры вода из отстоя переходит в эмульсионное состояние и приводит к снижению электрической прочности масла. Учитывая вышеизложенное, наличие водного отстоя в масле недопустимо [53–57]. В присутствии гигроскопических частиц твердой изоляции во влажном трансформаторном масле вода их пропитывает, что значительно повышает электропроводимость данных частиц и способствует образованию цепочек, направленных вдоль силовых линий электрического поля, что резко снижает пробивное напряжение масла [4, 10, 53–57]. Электрическая прочность трансформаторных масел относится к переменным величинам и поэтому в стандартах не нормируется. Молекулы воды и углеводородов, составляющих трансформаторное масло, значительно разнятся в размерах. Кроме того, молекулы воды имеют значительно больший дипольный момент, чем молекулы масла. Суммарное поле межмолекулярных сил, создаваемое этими разными типами молекул, препятствует растворению воды в масле, а также большая разница в размерах молекул воды и углеводородов масла указывает на низкую ее растворимость в масле. Вместе с тем, трансформаторное масло растворяет воду не только при непосредственном соприкосновении с ней, но и поглощает ее из воздуха [2–5, 53]. 16 Гигроскопичность трансформаторных масел повышается с увеличением температуры и напряженности электрического поля. Кроме того, при окислении углеводородов масла образуются полярные продукты реакции, например, спирты, кислоты, альдегиды и т.д., которые повышают гигроскопичность масла [2, 4, 5, 53–57]. Таким образом, пробивное напряжение трансформаторного масла определяется концентрацией воды и количеством содержащихся в масле гигроскопических частиц твердой изоляции. Увеличение концентрации воды и гигроскопических твердых частиц изоляции способствует снижению пробивного напряжения масла. На снижение величин пробивного напряжения масла оказывают значительное влияние повышение температуры и напряженности электрического поля, сопровождающиеся быстрым старением масла. 1.4. Контроль трансформаторного масла на содержание в нем влаги При эксплуатации трансформаторов в энергосистемах и при проведении регламентных работ необходимо периодически проводить контроль влажности изоляционного масла. Измерение влажности в трансформаторном масле необходимо также осуществлять после регенерации и осушки масла перед его заливкой в трансформаторное оборудование. Одним из наиболее широко применяемых способов определения концентрации воды в трансформаторном масле является гидридкальциевый метод, в основе которого лежит реакция взаимодействия гидрида кальция с растворенной в масле водой [58]. В результате взаимодействия гидрида кальция с водой происходит выделение водорода, объем которого пропорционален количеству растворенной воды. Измерение объема выделившегося водорода производят в центральных лабораториях энергосистем при помощи прибора ПВН. Для измерения доли влаги, растворенной в масле, указанным способом требуется специальное оборудование, химические реактивы и значительная продолжительность проведения анализа при сравнительно низкой точности измерения доли воды в масле [58–60]. Для измерения концентрации воды в масле Иркутским, Ангарским ОКБА разработан влагомер трансформаторного масла ВТМ-2 [61]. Влагомер ВТМ-2 представляет собой переносной лабораторный цифровой прибор циклического действия, основанный на кулонометрическом методе измерения. Сущность предложенного метода измерения влаги 17 заключается в полном поглощении воды пленкой адсорбента. Вода поглощается из потока анализируемого газа, который с постоянной скоростью проходит через кулонометрическую ячейку. Для этих целей используются проточные ячейки, которые снабжены электродами, расположенными на внутренней стенке стеклянной трубки. В кулонометрической ячейке вода подвергается электролизу с образованием водорода и кислорода, по величине тока электролиза определяют концентрацию влаги в масле. Кулонометрический метод позволяет определить концентрацию влаги в трансформаторном масле без предварительного проведения калибровки по эталонным смесям. С использованием данного метода можно определять чрезвычайно небольшие концентрации воды при высокой точности измерения [61]. Недостатком указанного метода является невозможность прямого измерения кулонометрической ячейкой влагосодержания трансформаторных масел. Определить содержание влаги в трансформаторном масле можно используя способ десорбции воды из масла сухим газом-носителем в результате барботирования последнего через определенный объем масла с последующим проведением анализа газа-носителя в кулонометрической ячейке на содержание в нем воды [59]. Недостатком рассмотренного метода является приготовление сухого газа-носителя, причем последний не должен растворяться в масле. Метод требует использования специального осушителя газа. Кроме того, необходимо произвести грубую и тонкую очистку газа-носителя от механических примесей. Контролировать влагосодержание трансформаторного масла при монтаже трансформаторного оборудования и в процессе его эксплуатации можно с использованием газохроматографического метода [33]. Газохроматографический метод позволяет проводить диагностику эксплуатационного состояния маслонаполненного оборудования по результатам анализов концентрации воды, растворенной в масле [33]. Для проведения анализа влагосодержания в масле используют газовый хроматограф с детектором по теплопроводности. В качестве газа-носителя применяют инертный газ – гелий. Адсорбцию влаги из трансформаторного масла производят 15%-ным ПЭГА на Полисорбе-1. Объем вводимой пробы масла составляет 20-100 мкл [60]. Метод позволяет определить концентрацию влаги в масле при заливке его в трансформатор и в процессе эксплуатации последнего в маслонаполненном оборудовании. Так, при заливке масла в трансфор- 18 матор на заводе-изготовителе и монтаже концентрация воды в масле не должна превышать 0,001%, а при периодическом контроле масла в процессе эксплуатации последнего в маслонаполненном оборудовании электрических станций – 0,002% или 20 г на тонну масла. Постоянный контроль содержания воды в масле обеспечивает надежную работу трансформаторов электрических станций. Поскольку влагосодержание является одной из важных характеристик масла, постольку количественное содержание последней определяет электроизоляционные показатели трансформаторного масла. В этой связи повышенные концентрации воды в масле оказывают существенное влияние на срок службы маслонаполненного оборудования электростанций и подстанций. 1.5. Методы осушки трансформаторного масла 1.5.1. Осушка трансформаторного масла центрифугированием Осушка трансформаторного масла является длительной и сложной операцией монтажа трансформаторного оборудования на тепловых электрических станциях и энергетических объектах. Электрическая станция, оборудованная трансформаторами напряжением от 110 до 750 кВ, требует от 400–500 т. трансформаторного масла, в котором при монтаже следует довести концентрацию воды до 0,001% или 10 г. на 1 тонну масла. Обезвоживание масла производится в соответствии с действующими стандартами на трансформаторное масло [60]. Для освобождения трансформаторного масла от воды на тепловых электрических станциях применяют центрифуги. Отделение масла от воды в центрифугах происходит под действием центробежных сил, которые возникают при вращении аппарата и направлены по радиусу его вращения [62]. Центробежная сила создается в результате вращения сосуда с жидкостью, то есть в центрифугах, или при вращении в аппарате потока масла, вводимого в последний с большой скоростью, называемых циклонами. В циклонах центробежная сила возникала за счет скоростного напора, что равносильно использованию перепада давлений. При подаче трансформаторного масла, содержащего воду, в центрифугу под действием центробежной силы увлажненное масло будет двигаться вдоль к стенке центрифуги, при этом вода образует внешнее кольцо, а масло внутреннее. Разделившиеся трансформаторное масло и вода выводятся из центрифуги двумя раздельными потоками. 19 Для осушки трансформаторного масла используют тарельчатые центрифуги. Внутрь барабана центрифуги помещают пакет с тарелками. Водно-масляная эмульсия разделяется центробежной силой в тонких слоях (0,5–1,5 мм) между тарелками. Использование тарелок в центрифугах ускоряет отделение воды от трансформаторного масла. Причем масло и вода выводятся из центрифуги на разных уровнях. Эффект очистки трансформаторного масла от воды зависит от разницы плотностей масла и воды: чем больше разница в плотностях, тем лучше происходит их разделение [62]. В трансформаторном масле вода находится в виде истинного раствора и эмульсии. С использованием центрифуг из масла можно удалить только эмульгированную воду. Однако эмульгированная вода может частично остаться в масле в виде равномерно распределенной по всей массе тонкой пленки эмульсии. Поэтому центрифугированием удалить полностью воду из трансформаторного масла практически невозможно. С использованием осушки масла при помощи центрифуг очень трудно увеличить напряжение от 45–50 кВ до 60 кВ [60–62]. Осушка масла при помощи центрифуг имеет целый ряд существенных недостатков. Центрифуга является сложной машиной с большим числом трущихся металлических деталей. В процессе эксплуатации центрифуги отдельные ее части выходят из строя и центрифугу приходится останавливать для ремонта, что создает напряженность в процессе монтажа трансформаторов. Кроме того, при обезвоживании масла требуется его подогрев, что увеличивает растворимость воды в масле и затрудняет удаление из него влаги. За один цикл центрифугирования пробивное напряжение трансформаторного масла увеличивается примерно на 5 кВ. Вместе с тем, пробивное напряжение масла, поступающего в трансформатор, должно быть не менее 20 кВ, что требует многократной циркуляции масла через центрифугу. Так, например, для осушки 50 т трансформаторного масла центрифугой производительностью 5000 л/сутки потребуется при трехсменной работе более семи суток. Поэтому к недостаткам центрифуг следует отнести низкую производительность, сложность конструкции, обязательный подогрев масла и интенсивное перемешивание нагретого воздуха с маслом. 1.5.2. Осушка трансформаторного масла адсорбентами Для снижения влагосодержания масел широко используются адсорбенты, обладающие развитой поверхностью и способные поглощать воду [62–65]. 20 Процессы адсорбции относятся к избирательным и обратимым. Это означает, что каждый адсорбент способен поглощать определенные соединения или вещества из сложной смеси, не затрагивая другие. Причем, адсорбированное соединение или вещество легко может быть выделено из адсорбента путем десорбции – процесса обратного адсорбции. Адсорбенты отличаются высокой пористостью, вследствие чего их поверхность соприкосновения очень велика. Наиболее распространенными адсорбентами являются гели кремниевой кислоты – силикагели, а также активированные серной кислотой глины. Адсорбенты используются в виде зерен размером 2–8 мм или в пылевидном состоянии с размером частиц 50–200 мкм [64]. Процессы адсорбции протекают в неподвижном или перемещающемся слое зернистого твердого адсорбента, или в кипящем псевдоожижженом его слое. Адсорбенты могут находиться в виде стационарного слоя внутри аппарата или циркулировать через аппарат [62–64]. Адсорбция в слое движущегося адсорбента и, особенно, в кипящем слое протекает значительно интенсивнее, чем в неподвижном слое и может проводиться в более компактной аппаратуре [62, 64]. Вследствие большой удельной поверхности адсорбентов, в процессе адсорбции развиваются высокие скорости поглощения компонентов, содержащихся в малых концентрациях в смеси. Поэтому адсорбция является эффективным способом разделения так называемых «бедных» смесей, содержащих незначительное количество поглощаемых веществ, а также смесей, состоящих из компонентов, близких по своим химическим и физическим свойствам [62–66]. Процессы адсорбции широко применяются для осушки газов и различного вида масел. Адсорбция влаги из трансформаторного масла происходит под действием электрических сил, обусловленных взаимодействием зарядов адсорбентов и поглощаемой воды из масла. Основными факторами, влияющими на скорость адсорбции, являются свойства адсорбента, температура, давление, свойства поглощаемых веществ и состав фазы, из которой адсорбируются последние. Количество вещества, поглощенного единицей массы адсорбента за время от начала адсорбции до начала «проскока», определяет динамическую активность адсорбента. Количество вещества, поглощенное тем же количеством адсорбента за время от начала адсорбции до установления равновесия, характеризует статическую активность. 21 Таким образом, активность адсорбента зависит от температуры разделяемой смеси (трансформаторного масла) и содержания в ней поглощенного компонента (воды). Динамическая активность всегда меньше статической, поэтому расход адсорбента определяется по его динамической активности. Масла нефтяного происхождения в основном представлены парафино-нафтеновыми и ароматическими углеводородами. Непредельные углеводороды в трансформаторных маслах полностью отсутствуют, но в процессе эксплуатации масла в производственных условиях образуются под действием повышенных температур и напряженности электрического поля. Одновременно с непредельными углеводородами в маслах появляются газообразные продукты глубокого окисления углеводородов и вода. В результате теоретических исследований установлено, что углеводородный состав трансформаторного масла и содержание нежелательных компонентов в нем зависит от технологии его производства. Основными показателями, характеризующими трансформаторное масло, являются скорость его старения в электрическом поле под воздействием повышенных температур и тангенс угла диэлектрических потерь, которые стандартизированы. Трансформаторное масло должно обладать высокими значениями теплоотводящей и изолирующей способностями, кроме того, в процессе эксплуатации масло должно характеризоваться высокой электрической прочностью – более 60 кВ. Основными контролируемыми показателями трансформаторного масла при его эксплуатации в маслонаполненном оборудовании электрических станций и энергетических объектов являются количество газообразных продуктов, величина влагосодержания, скорость образования кислых продуктов, изменение тангенса угла диэлектрических потерь и электрической прочности. Проведенные теоретические исследования показали, что большое влияние на эксплуатационные свойства трансформаторного масла оказывает его влагосодержание. Причем под действием электрического поля в результате окислительных превращений различных углеводородов образуется в 4–5 раз больше воды, чем при таких же условиях, но в отсутствии электрического поля. Кроме того, вода поглощается маслом из окружающего воздуха. Вода в масле содержится в растворенном состоянии и в виде эмульсии. При наличии в масле эмульсии наблюдается резкое снижение пробивного напряжения. Если в эмульгированном трансформаторном масле присутствуют мелкие твердые частицы твердой 22 изоляции, то отрицательное воздействие воды на эксплуатационные показатели масла в значительной степени усиливаются. Влага относится к нежелательным компонентам трансформаторного масла, поэтому влагу из него следует удалять. Одним из основных методов извлечения воды из масла, который широко используется в промышленном масштабе, является центрифугирование. В центрифугах осушка масла происходит под действием центробежных сил. Вместе с тем, применение центрифуг не позволяет полностью удалить влагу из масла, поскольку процесс проводят при повышенных температурах 40–60 ºС, способствующих усилению растворения воды в масле. Поэтому для осушки масла в настоящее время широко используют адсорбционные аппараты, основанные на избирательном поглощении воды из масла адсорбентами. Наиболее эффективно протекает осушка трансформаторного масла в аппаратах, заполненных синтетическими цеолитами типа CaA, NaA, CaX и NaX или молекулярными ситами 4А, 5А и 10X. Решение поставленной задачи осушки трансформаторного масла невозможно без выполнения фундаментальных исследований с целью разработки научных основ извлечения воды из масла с использованием адсорбционных процессов на синтетических, природных цеолитах и силикагелях. Рациональная технология осушки трансформаторного масла базируется на влиянии структурно-группового состава масла на его гигроскопичность и включает в себя избирательное поглощение воды синтетическими, природными цеолитами и адсорбентами-силикагелями. Данная технология должна решать задачу глубокого обезвоживания трансформаторного масла, обеспечивая, таким образом, его высокие физико-химические и диэлектрические характеристики, отвод теплоты в масло с одновременным его охлаждением, то есть выполнять в маслонаполненном оборудовании две функции: – диэлектрика; – теплоотводящей среды. Решение данной задачи позволит увеличить надежность и срок эксплуатации системы электрических сетей даже в условиях их старения в России. 23 ГЛАВА II. СТРУКТУРНО-ГРУППОВОЙ СОСТАВ УГЛЕВОДОРОДОВ И СЕРНИСТЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА Тенденция увеличения добычи и переработки сернистых нефтей, содержащих в своем составе свыше 5% серы, выявила необходимость тщательного и научно-обоснованного исследования влияния сернистых соединений на растворимость воды в трансформаторном масле, его стабильность к окислению, диэлектрические потери и электрическую прочность в электрическом поле. В процессе эксплуатации изоляционные масла подвержены термохимическому и электрическому воздействию, что приводит к повышению его гигроскопичности и ухудшению эксплуатационных характеристик, а также оказывает существенное влияние на стабильность работы трансформаторного оборудования [15, 67, 68]. Глубокие теоретические и экспериментальные исследования зависимости гигроскопичности масла от концентрации сернистых соединений можно произвести при известном структурно-групповом составе сернистых соединений, входящих в состав трансформаторного масла. Разделение сернистых соединений масла на однотипные группы представляет значительный теоретический и практический интерес, поскольку позволяет решить следующие важные задачи: – анализ влияния отдельных групп сернистых соединений на гигроскопичность трансформаторного масла; – исследование концентрации отдельных групп сернистых соединений и температуры на растворимость воды в масле; – оценка влияния отдельных групп сернистых соединений на физикохимические и эксплуатационные характеристики трансформаторного масла; – выявление предельно-допустимых норм содержания сернистых соединений в зависимости от их структурно-группового состава в масле при минимальной растворимости воды; – разработка рациональной технологической схемы получения практически сухих трансформаторных масел. Установление структурно-группового состава сернистых соединений трансформаторного масла и характера их отрицательного влияния при эксплуатации масла в трансформаторном оборудовании позволит локализовать вредное воздействие этих соединений на обводнение масла в условиях высокой напряженности электрического поля, повышенных температур при одновременном воздействии металлов конструкции трансформаторов. 24 При оценке растворимости воды в трансформаторном масле, полученном из сернистых нефтей, следует принимать во внимание напряженность электрического поля и температуру, воздействию которых подвергается масло при работе в силовых трансформаторах тепловых электрических станций и подстанций. Повышение температурного фактора в условиях эксплуатации масла в электрическом поле способствует увеличению растворения воды в последнем, что, в свою очередь, связано с усилением коррозионных процессов металлических деталей и поверхностей энергетического оборудования. Поэтому трансформаторное масло должно содержать в своем составе минимальное количество влаги. В этой связи представляется интересным исследование влияния концентрации и химического состава сернистых соединений на растворимость воды в масле. В настоящее время отсутствуют научные исследования, связанные с классификацией вредного воздействия сернистых соединений масла на растворимость в нем воды в условиях работы трансформаторного оборудования на энергетических объектах в зависимости от концентрации и химического состава сернистых соединений. Вместе с тем, проведение указанных исследований, несомненно, представляет большой теоретический и научный интерес. Они позволяют предотвратить вредные последствия использования трансформаторных масел, полученных из сернистых нефтей, в качестве теплоотводящей и изолирующей среды в маслонаполненном электрооборудовании тепловых электрических станций, подстанций и других энергетических объектов. Настоящее исследование посвящено изучению структурногруппового состава сернистых соединений масляной фракции с температурой кипения 300–400 С, которая впредь будет именоваться трансформаторным маслом ТМ. Разделение сернистых соединений трансформаторного масла ТМ производили с использованием адсорбционной хроматографии по определенной методике [69]. Схема разделения трансформаторного масла на твердом адсорбенте приведена ниже. Предложенная схема разделения сернистых соединений и углеводородов трансформаторного масла ТМ включает в себя адсорбционно-хроматографическое разделение на силикагеле марки АСК и оксиде алюминия. 25 Схема разделения сернистых соединений трансформаторного масла ТМ адсорбционным способом Трансформаторное масло ТМ Ткип = 300–400 ºС Разделение ТМ на силикагеле марки АСК Парафино-нафтеновые углеводороды Сернисто-ароматический концентрат Адсорбция на оксиде алюминия Ароматические углеводороды Сульфиды – концентраты I-V Перед проведением процесса адсорбционного разделения трансформаторного масла на его составляющие углеводороды и сернистые соединения силикагель просушивали в сушильном шкафу при температуре 150 С в течение 6 часов для полного удаления из него влаги. При адсорбционном разделении масла использовали силикагель АСК с размером зерен от 0,6 до 0,8 мм. Разделение трансформаторного масла на силикагеле осуществляли при массовом соотношении «трансформаторное масло:силикагель», равным 1:3. В качестве элюентов для вымывания соответствующих адсорбатов из силикагеля использовали петролейный эфир с температурой кипения 40–60 С, бензол и этиловый спирт. Адсорбционное разделение трансформаторного масла ТМ на составляющие углеводороды и сернистые соединения производили в стеклянной колонке диаметром 30 мм и высотой 1,2 м. В процессе осуществления адсорбционного разделения масло заливали в стеклянную колонку, предварительно заполненную силикагелем марки АСК. 26 При адсорбции часть трансформаторного масла свободно вытекает из колонки – это парафино-нафтеновая фракция, которая анализировалась на содержание сернистых соединений. В парафино-нафтеновой фракции сернистые соединения полностью отсутствовали. Кроме того, в парафинонафтеновой фракции определяли плотность, показатель преломления, кинематическую вязкость и соотношение «углерод:водород». После отделения от трансформаторного масла парафино-нафтеновой фракции на силикагеле АСК оставшиеся углеводороды и сернистые соединения последовательно вымывали петролейным эфиром и бензолом, которые отделяли при помощи разгонки и подвергали их дальнейшему разделению с использованием оксида алюминия на узкие фракции. Оксид алюминия перед адсорбцией прокаливали в муфельной печи при температуре 700 ºС в течение 4 часов. Оксид алюминия, использованный в процессе адсорбции, имел размер зерен от 1 до 2 мм. Соотношение «фракция трансформаторного масла:оксид алюминия» составляло 1:6. Структурно-групповой состав углеводородов трансформаторного масла ТМ представлен в таблице 2.1, а структурно-групповой состав сернистых соединений, полученный в результате адсорбционно-хроматографического разделения на силикагеле и оксиде алюминия, приведен в таблице 2.2. Таблица 2.1 Структурно-групповой состав углеводородов трансформаторного масла Плотность, кг/м3 Показатель преломления Кинематическая вязкость, м2/с·106 Молекулярная масса Массовое Общая содержание, % формула Выход, % Адсорбат углеводородов 2 3 4 5 6 7 8 46,28 838,0 1,4612 7,1 358 85,0 15,0 Моноциклический 20,35 ароматический 912,6 1,5053 8,0 306 87,3 12,7 Бициклический ароматический 980,0 1,5260 8,9 272 99,2 10,8 Полициклический 10,20 1023,0 1,5810 ароматический 10,3 235 91,8 8,2 1 Парафинонафтеновый 23,09 С Н 9 С n H 2n3 , n 25 С n H 2 n 6 , n 22 С n H 2n14 , n 20 СnH 2n 317, n 18 27 Таблица 2.2 Содержание сернистых 1,4690 325 0,31 отс. отс. 3,14 – II 2,3 917 1,5200 300 1,40 отс. отс. 13,12 – III 4,2 960 1,5340 330 5,25 3,74 71,2 54,02 С n H 2n10S, n 22 IV 3,9 959 1,5270 333 6,73 6,01 89,3 70,0 С n H 2n7 S, n 22 V 2,8 962 1,5180 335 8,26 7,49 90,7 86,47 С n H 2n5S, n 22 Сульфидная Общая Общая формула соединений, % Молекулярная масса 856 серы,% % Плотность, кг/м3 1,99 преломления Выход, % I Показатель Содержание Концентрат Содержание сульфидов, Характеристика сернистых соединений Из данных, приведенных в таблице 2.2 следует, что сульфиды концентрата I характеризуются низким содержанием сернистых соединений – 3% при полном отсутствии сульфидной серы. В концентрате II содержание сернистых соединений составляет 13%, т.е. в концентрате II содержится в 4,3 раза больше сернистых соединений, чем в концентрате I, при полном отсутствии сульфидов в концентрате II. Из таблицы 2.2 также следует, что в концентратах III, IV и V находится большое количество сернистых соединений и сульфидов. Содержание сернистых соединений при переходе от концентрата III к концентрату V возрастает от 71,2% до 90,7%, то есть концентрат V практически полностью представлен сернистыми соединениями, причем цикличность молекулы сернистых соединений от концентрата III к концентрату V снижается при увеличении в них сульфидов. Из таблицы 2.2. видно, что наибольшее количество сульфидов находится в концентрате V. Концентрат V содержит 86,47% сульфидов при общем содержании сернистых соединений 90,7%. Как следует из таблицы 2.2, с увеличением концентрации сульфидной серы наблюдается повышение насыщенности водородом средней молекулы сернистых соединений. Проведенные исследования позволяют установить структурногрупповой состав сернистых соединений и углеводородов, содержащихся в трансформаторном масле ТМ. Полученные экспериментальные данные 28 представляют значительный интерес при изучении влияния углеводородного состава и структурно-группового состава сернистых соединений на гигроскопичность трансформаторного масла. Знание химического состава углеводородов и сернистых соединений трансформаторного масла позволяет оптимизировать его состав и, таким образом, снизить растворимость воды в масле, что способствует повышению эксплуатационных характеристик трансформаторного масла при увеличении срока его службы в трансформаторном оборудовании. 2.1. Влияние углеводородного состава на растворимость воды в трансформаторном масле Продолжительность эксплуатации и надежность работы мощных силовых трансформаторов, снабженных герметичными высоковольтными вводами с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа на напряжение 110–1150 кВ, зависит от качества масла. Основной характеристикой масла, определяющей его качество, является скорость старения трансформаторного масла, которая зависит от степени его увлажнения [41, 70]. При увлажнении масла его электрическая прочность падает [54–57], что значительно снижает эксплуатационные характеристики трансформаторного масла [39, 61]. Настоящее исследование посвящено изучению структурно-группового состава масла и его влияния на гигроскопичность трансформаторного масла. В качестве объектов исследования выбраны трансформаторные масла селективной очистки и гидрокрегинга, полученные из туймазинской нефти на Новоуфимском нефтеперерабатывающем заводе. Содержание серы в маслах составляло 0,05%. Физико-химические характеристики трансформаторного масла селективной очистки, соответствующее ГОСТ 982-80 и гидрокрекинга марки ГК – ТУ 38.101.025-85 приведены в таблице 2.3. Для исследования структурно-группового состава масел был использован адсорбционный хроматографический метод [69]. Разделение трансформаторных масел проводили на силикагеле марки АСК. В процессе разделения масел на силикагеле выделяли фракцию парафинонафтеновых углеводородов. Затем с использованием элюентов петролейного эфира с температурой кипения 40–60 С выделяли из масла монои бициклические ароматические углеводороды. В таблицах 2.4 и 2.5 29 приведены результаты хроматографического разделения трансформаторных масел на силикагеле. Таблица 2.3 Физико-химические показатели трансформаторных масел Показатели трансформаторного масла Плотность при 20 º, кг/м 3 Температура вспышки в закрытом тигле, º С Трансформаторное масло ГК Селективной очистки 820 880 136,9 138,2 2 Вязкость кинематическая, м /с при температуре 20º С 50º С –6 9,25·10 8,59·10 8,04·10 0,008 0,015 0,015 0,020 1,4620 1,4700 0,05 0,05 –6 Кислотное число, мг КОН/г масла Массовая доля осадка, % Показатель преломления n 20 Д Массовая доля серы, % –6 9,88·10 –6 Таблица 2.4. Хроматографическое разделение масла гидрокрекинга на силикагеле Парафинонафтеновая Ароматические: I II Средняя молекулярная масса Показатель преломления Плотность, кг/м Выход, % 3 Фракция масла Элементный состав, % С Н С:Н 89,7 0,9062 1,4620 280 86,5 13,5 6,4 2,06 0,9062 1,5020 242 89,2 10,8 8,25 8,24 1,0235 1,5860 234 91,6 8,4 10,9 30 Таблица 2.5 Фракция масла Элементный состав, % 85,0 0,9080 1,4610 288 86,3 13,7 6,3 Ароматические: I 6,0 0,8870 1,5010 256 87,8 12,2 7,2 II 9,0 1,0190 1,5870 242 90,9 9,1 9,9 Парафинонафтеновая Средняя Показатель преломления Плотность, кг/м Выход, % 3 молекулярная масса Хроматографическое разделение масла селективной очистки на силикагеле С Н С:Н Из таблиц 2.4 и 2.5 следует, что большая часть трансформаторных масел селективной очистки и гидрокрекинга представлена парафинонафтеновыми углеводородами, которые характеризуются высокими величинами плотности и наибольшими значениями средних молекулярных масс. Элементный состав парафино-нафтеновой фракции соответствует общей формуле С n H 2n 2 , n 20 . Из таблиц 2.4 и 2.5 также следует, что в ароматических фракциях I и II для обоих масел наблюдается повышение плотностей, показателя преломления и снижение молекулярной массы. Спектры поглощения в ультрафиолетовой области, полученные на спектрофотометре СФ-4, позволили представить распределение ароматических соединений с разным числом циклов по фракциям. Бициклические ароматические углеводороды определяли по поглощению на длинах волн 322–326 мм, а трициклические – в области поглощения 378–382 мм. Концентрация бициклических ароматических углеводородов в масле селективной очистки составляет 9%, а в масле гидрокрекинга – 8,24%. Содержание трициклических углеводородов в масле селективной очистки не превышает 0,1%, а в масле гидрокрекинга – 0,5%. Концентрация моноциклических ароматических углеводородов в масле селективной очистки в 2,9 раза выше, чем в масле гидрокрекинга. Структурно-групповой состав трансформаторных масел селективной очистки и гидрокрекинга представлен в таблицах 2.4–2.6. 31 Таблица 2.6 Структурно-групповой состав трансформаторных масел, полученных по разным технологиям Трансформаторное масло Углеводородный состав, % Парафино-нафтеновые Ароматические Гидрокрекинга 89,7 10,3 Селективной очистки 85,0 15,0 Из таблицы 2.6 следует, что концентрация ароматических углеводородов в масле селективной очистки в 1,46 раза выше, чем в масле гидрокрекинга. Для оценки гигроскопичности трансформаторных масел использован метод, базирующийся на моделировании условия работы масла в трансформаторах. Исследования по растворимости воды в маслах проводили в электрическом поле с напряженностью 49 кВ/см в температурном интервале 80–115 ºС, поскольку при эксплуатации трансформаторов на тепловых электрических станциях в соответствии с ГОСТ 14209-85 допускается максимальная температура для верхних слоев масла 115 ºС. Полученные экспериментальные данные приведены на рисунке 2.1. Рис. 2.1. Растворимость воды в трансформаторном масле: 1 – масло гидрокрекинга; 2 – масло селективной очистки 32 Из рисунка 2.1 видно, что растворимость воды в масле селективной очистки в 1,7 раза выше, чем в масле гидрокрекинга. Высокая растворимость воды в масле селективной очистки согласуется со структурно-групповым составом. Масло селективной очистки содержит в 1,46 раза больше ароматических углеводородов и в 2,9 раза больше моноциклических ароматических углеводородов, чем масло гидрокрекинга. Присутствие в маслах ароматических углеводородов увеличивает растворимость воды в масле. Поэтому масло селективной очистки является более гигроскопичным, чем масло гидрокрекинга. В научной литературе [4–8, 52, 53] имеются сведения, что истинные растворы воды и трансформаторного масла не приводят к увеличению удельной электропроводности масла и не снижают его электрическую прочность. Вместе с тем, вода, находящаяся в эмульгированном состоянии в трансформаторном масле, способствует резкому снижению электрической прочности масла, поскольку под действием электрического поля капельки воды, эмульгированные в масле, способны образовывать цепочки силовых линий электрического поля, вдоль которых происходит падение разрядного напряжения. Кроме того, эмульгированная в масле вода вызывает резкое возрастание его удельной электропроводности за счет увеличения электрофоретической проводимости. Под действием высокой напряженности электрического поля происходит повышение проводимости масла за счет увеличения подвижности ионов, наложения электрического поля, связанного с холодной эмиссией из катода, и возрастания ударной ионизации. Указанные факторы ускоряют процесс старения масла в трансформаторах. При работе трансформатора с небольшой нагрузкой или при его отключении масло способно поглощать воду из воздуха. Нерастворенная в углеводородах масла вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, выпадает на дно трансформаторного бака, что также ухудшает изоляционные свойства масла. Поэтому трансформаторное масло селективной очистки, способное растворить большее количество воды, вследствие своего структурно-группового состава в условиях высокой напряженности электрического поля и повышенной температуры работает эффективнее масла гидрокрекинга. Содержащиеся в масле селективной очистки ароматические углеводороды способны перевести большее количество воды в истинные растворы, которые не влияют на скорость старения масла в электрическом поле. 33 2.2. Влияние сернистых соединений на растворимость воды в трансформаторном масле Трансформаторное масло растворяет воду, находящуюся в непосредственном соприкосновении с ним и поглощает воду из влажного воздуха. Поэтому представляется интересным изучить влияние количества сернистых соединений, присутствующих в трансформаторном масле, на скорость поглощения воды маслом. Для изучения скорости растворения воды в трансформаторном масле в присутствии сернистых соединений различного структурно-группового состава использованы модельные смеси. При проведении эксперимента были приготовлены модельные смеси, содержащие различное количество сернистых соединений, выделенных из трансформаторного масла. Сернистые соединения были получены в результате адсорбционного разделения из трансформаторной фракции на силикагеле марки АСК по методике, описанной в научной литературе [69]. Были приготовлены модельные смеси следующего состава: Трансформаторное масло ТМ + 0,6% сернистых соединений в пересчете на общую серу – модельная смесь I; Трансформаторное масло ТМ + 1,1% сернистых соединений в пересчете на общую серу – модельная смесь II; Трансформаторное масло ТМ + 1,6% сернистых соединений в пересчете на общую серу – модельная смесь III; Трансформаторное масло ТМ + 2,1% сернистых соединений в пересчете на общую серу – модельная смесь IV. При этом следует учитывать, что в трансформаторном масле ТМ помимо введенных сернистых соединений присутствует 0,91% сернистых соединений в пересчете на общую серу. Для получения достоверных результатов во всех опытах в качестве эталонного масла было использовано трансформаторное масло гидрокрекинга с содержанием общей серы 0,01%, то есть данное масло является практически свободным от сернистых соединений. Применение этого масла целесообразно, поскольку на поглощение воды углеводородами сернистые соединения не будут оказывать негативного влияния. Растворимость воды в трансформаторном масле в зависимости от концентрации сернистых соединений в модельных смесях изучали при температуре 100 С в течение 44 часов в электрическом поле напряженностью 49 кВ/см. Экспериментальные данные приведены на рисунке 2.2. 34 Рис. 2.2. Зависимость растворимости воды в модельных смесях в зависимости от концентрации серы Анализ данных рисунка 2.2 показывает, что с повышением концентрации общей серы в модельных смесях от 1% до 3% происходит увеличение растворимости воды в смесях в 5 раз. Например, при концентрации общей серы в смеси, равной 0,001% масс. растворяется 0,00065 г воды на 100 г масла. Дальнейшее увеличение концентрации серы в модельных смесях до 1,5%, 2%, 2,5% и 3% приводит к повышению растворимости воды в смесях I, II, III и IV соответственно в 9,25 раза; 13,54 раза; 18,46 раза и 24,60 раза. Проведенное экспериментальное исследование показало, что сернистые соединения, содержащиеся в трансформаторных фракциях, способствуют увеличению растворимости воды в последней. Данное обстоятельство указывает на необходимость обессеривания трансформаторных фракций. Следующая серия опытов была проведена с целью исследования влияния концентрации сернистых соединений и температурного фактора на растворимость воды в модельных смесях. Опыты на растворимость воды в модельных смесях проводили в температурном интервале 20–100 С в течение 44 часов в электрическом поле напряженностью 49 кВ/см. Результаты исследования в виде графических зависимостей приведены на рисунке 2.3. 35 Рис. 2.3. Зависимость растворения воды в модельных смесях от концентрации сернистых соединений и температуры 1 – температура 20 ºС; 2 – температура 50 ºС; 3 – температура 100 ºС. Данные, приведенные на рисунке 2.3 показывают, что при одновременном повышении температуры и концентрации сернистых соединений в модельных смесях происходит возрастание растворимости воды в смесях. Так, например, при содержании сернистых соединений в трансформаторном масле ТМ равном 0,91% в пересчете на общую серу при –3 температуре 20 ºС в масле растворилось 0,490·10 г воды/100 г масла, а при –3 температуре 100 ºС – 0,857·10 г воды/100 г масла, то есть растворимость воды в масле с повышением температуры на 80 С увеличилось в 1,75 раза. При концентрации сернистых соединений в модельных смесях 2% и 3% повышение температуры от 50 С до 100 С способствует увеличению растворимости воды в модельных смесях соответственно в 4,8 раза и 9 раз при содержании в смесях 2% масс. серы. Увеличение концентрации серы в исследуемых смесях от 0,91% до 2% и 3% сопровождается увеличением растворимости воды в смесях при температуре 20 ºС в 9,25 раза и 18,9 раза соответственно. Проведенные исследования показали, что сернистые соединения в высоких концентрациях от 1% до 3% в модельных смесях повышают их гигроскопичность. Учитывая взаимную растворимость воды и углеводородов модельных смесей, вода в последних может находиться не только в виде истинного раствора, но и в виде эмульсий. Сернистые соединения и углеводороды высокой цикличности способны образовывать с водой стойкие эмульсии, которые в соответствии с литературными данными снижают электрическую прочность 36 трансформаторного масла и повышают диэлектрические потери [4–8]. Данное обстоятельство представляет интерес с точки зрения эксплуатации изоляционного масла в трансформаторном оборудовании в условиях высокой напряженности электрического поля и повышенных температур. В процессе эксплуатации масла в жестких условиях при окислении углеводородов происходит образование воды, которая поглощается ароматическими структурами углеводородов и сернистых соединений и при этом наряду с истинными растворами воды в трансформаторном масле могут образовываться эмульсионные смеси воды и масла, которые снижают эксплуатационные характеристики масла, что недопустимо для обеспечения нормальной работы трансформаторов тепловых электрических станций. Представляет интерес исследование влияния количества воды в трансформаторном масле на диэлектрические потери в нем. Опыты проводились с модельными смесями I–IV, насыщенными влагой, в температурном интервале 20–70 С, в течение 44 часов в электрическом поле напряженностью 49 кВ/см. Полученные экспериментальные данные приведены на рисунке 2.4. Рис. 2.4. Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от концентрации воды в трансформаторном масле Анализ данных, приведенных на рисунке 2.4 показывает, что с увеличением концентрации сернистых соединений и воды в рассматриваемых трансформаторных маслах и модельных смесях происходит повышение тангенса угла диэлектрических потерь. Так, например, при содержании общей серы в модельной смеси равной 3% и воды 0, 0015% тангенс угла диэлектрических потерь при температуре 70 С 37 достигает величины 21,53%. В то время, как масло гидрокрекинга, имеющее в своем составе 0,01% серы и 0,001% влаги, характеризуется сравнительно низким значением тангенса угла диэлектрических потерь при температуре 70 °С – 3,4%, то есть в 6,3 раза меньше, чем при влажности и сернистости масла соответственно равными 0,0015% и 3%. Из рисунка 2.4. также следует, что с понижением температуры зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от концентрации воды и серы в смеси в значительной степени ниже, чем при температуре 7 С. Так, например, при температуре 50 С повышение концентрации воды в смеси от 0,001% до 0,0015%, а серы от 0,01% до 3% увеличивает тангенс угла диэлектрических потерь в 5,1 раза. При дальнейшем понижении температуры до 20 С, но при таких же соотношениях воды и сернистых соединений, в модельных смесях происходит возрастание тангенса угла диэлектрических потерь в 4,3 раза. Таким образом, проведенные исследования показали, что повышенные концентрации воды и сернистых соединений в трансформаторном масле в сочетании с действием высоких температур и напряженности электрического поля способствуют увеличению диэлектрических потерь в масле и снижению его электрической прочности. На рисунке 2.5. показано влияние содержания воды в модельных смесях на их электрическую прочность. Рис. 2.5. Зависимость электрической прочности от количества воды в модельной смеси Из рисунка 2.5 видно, что с повышением влажности смеси наблюдается снижение ее электрической прочности. Это явление связано с тем, что под действием электрического поля частички воды образуют 38 цепочки, которые имеют направление вдоль силовых линий электрического поля. Для перекрытия по такой цепочке требуется значительно меньшее разрядное напряжение, чем для разряда в сухом масле [2]. Вода в масле может находиться в виде раствора, эмульсии или отстоя на дне резервуара с маслом. Растворенная в масле вода не влияет на электрическую прочность. Наличие воды в масле в виде эмульсии, то есть капелек диаметром 9–10 мкм способствует резкому снижению пробивного напряжения. Водный отстой в резервуаре не оказывает влияния на электрическую прочность масла. Однако с повышением температуры вода из отстоя легко переходит в эмульсионное состояние, что указывает на недопустимость наличия водного отстоя в масле [2, 41, 44]. Содержание воды во внутренней изоляции силовых трансформаторов, длительное время находящихся в эксплуатации, составляет от 1,5% до 10,7% [37]. Указанное количество воды снижает пробивное напряжение примерно на 20%. Влажное масло стареет в 5–6 раз быстрее сухого [2, 37, 41, 42]. Основное назначение масла – это обеспечение надежной и бесперебойной работы силовых трансформаторов. При эксплуатации масла, в основном, контролируются электрическая прочность и влагосодержание. 2.3. Влияние структурно-группового состава сернистых соединений на растворимость воды в трансформаторном масле В научной литературе отсутствуют данные, касающиеся влияния структурно-группового состава сернистых соединений на растворимость воды в трансформаторном масле. Для восполнения данного пробела были проведены экспериментальные исследования влияния сернистых соединений общей формулы Сn H 2n 10S ,, Сn H 2n 7S , Сn H 2n 5S , выделенных с использованием адсорбционной хроматографии из трансформаторной фракции с Ткип = 300–400 °С. При проведении данного экспериментального исследования были приготовлены и испытаны модельные смеси, содержащие различное количество сернистых соединений, отличающихся структурно-групповым составом. Модельные смеси были приготовлены с использованием трансформаторного масла гидрокрекинга как содержащего минимальное количество сернистых соединений – 0,01% в пересчете на общую серу масла. 39 Модельная смесь I: ГК + 0,6% Сn H 2n 10S Модельная смесь II: ГК + 1,0% Сn H 2n 10S Модельная смесь III: ГК + 2,0% Сn H 2n 10S Модельная смесь IV: ГК + 3,0% Сn H 2n 10S Модельная смесь V: ГК + 0,6% Сn H 2n 7S Модельная смесь VI: ГК + 1,0% Сn H 2n 7S Модельная смесь VII: ГК + 2,0% Сn H 2n 7S Модельная смесь VIII: ГК + 3,0% Сn H 2n 7S Модельная смесь IX: ГК + 0,6% Сn H 2n 5S Модельная смесь X: ГК + 1,0% Сn H 2n 5S Модельная смесь XI: ГК + 2,0% Сn H 2n 5S Модельная смесь XII: ГК + 3,0% Сn H 2n 5S Влияние указанных сернистых соединений на растворимость воды в модельных смесях изучалось при температуре 100 С в электрическом поле напряженностью 49 кВ/см в течение 44 часов. Полученные экспериментальные данные приведены на рисунке 2.6. Рис. 2.6. Влияние структурно-группового состава сернистых соединений на растворимость воды в масле: 1 – сернистые соединения С n H 2n 5S 2 – сернистые соединения С n H 2n7S 3 – сернистые соединения С n H 2n 10S 40 Анализ данных, приведенных на рисунке 2.6 показывает, что наибольшей растворяющей способностью воды в модельной смеси являются сернистые соединения общей формулы Сn H 2n 10S , поскольку данные соединения обладают наибольшей цикличностью. Сернистые соединения общей формулы Сn H 2n 5S , как менее цикличные, характеризуются наименьшей эффективностью по отношению к растворяющей способности воды в углеводородах модельной смеси. Повышение концентрации сернистых соединений независимо от их структурногруппового состава способствует увеличению растворимости воды в модельной смеси. Так, например, при использовании сернистых соединений общей формулы Сn H 2n 10S , взятых в концентрации 0,6% в модельной смеси растворяется 4,99% воды. Повышение концентрации сернистых соединений до 1%, 2% и 3% способствует увеличению растворимости воды в смеси соответственно в 1,20 раза, 2 раза и 4 раза. Снижение цикличности молекулы сернистых соединений, отвечающих общей формуле Сn H 2n 5S , приводит к понижению растворимости воды в масле. При концентрации в модельных смесях 0,6%, 1%, 2% и 3% С n H 2n 10S растворимость воды в модельной смеси увеличивается соответственно в 1,65 раза; 1,95 раза; 2,25 раза и 2,4 раза по сравнению с сернистыми соединениями общей формулы Сn H 2n 5S . Сернистые соединения общей формулы Сn H 2n 7S занимают промежуточное положение между сернистыми соединениями формул С n H 2n 5S и С n H 2n 10S . Эти соединения растворяют при концентрациях 0,6%, 1%, 2% и 3% соответственно больше воды в 1,3 раза; 1,46 раза; 1,58 раз и 1,74 раза, чем сернистые соединения формулы Сn H 2n 5S . В этой связи сернистые соединения по эффективности растворения в модельных смесях можно расположить в следующий ряд: С n H 2n 10S > Сn H 2n 7S > Сn H 2n 5S . воды 41 ГЛАВА III.ОСУШКА ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА АДСОРБЕНТАМИ 3.1. Адсорбенты для осушки трансформаторного масла Надежность работы трансформаторов на энергетических объектах определяется качеством трансформаторного масла. Одной из важнейших характеристик трансформаторного масла является содержание в нем воды, поскольку концентрация воды определяет его электроизоляционные характеристики. В этой связи количественное содержание воды в масле определяет срок службы трансформаторов. Существующие методы очистки и регенерации трансформаторного масла, используемые в настоящее время на электрических станциях, позволяют получить масло с высоким влагосодержанием, которое нельзя заливать в высоковольтное энергооборудование с напряжением 110 кВ и выше. Задачей настоящего исследования является выбор эффективного адсорбента для осушки трансформаторного масла, позволяющего получить масло с влагосодержанием 0,001% и устранить недостатки существующих методов очистки и регенерации масла на электростанциях. В задачу исследования также входит получение кинетических и динамических характеристик процесса адсорбции воды из трансформаторного масла, необходимых для технологического расчета исследуемого процесса. Для успешного проведения процесса осушки трансформаторного масла необходимо подобрать эффективный адсорбент, обладающий следующими свойствами: – большой адсорбционной емкостью; – высокой адсорбционной селективностью; – способностью адсорбировать максимальное количество воды из масла; – многократно восстанавливать свои адсорбционные свойства; – изготавливаться отечественной промышленностью и экономически оправдывать применение. При проведении эксперимента по осушке трансформаторного масла были апробированы следующие адсорбенты: КСК (крупный силикагель кремневый) и синтетические цеолиты LiA, NaA и CaA. Силикагель КСК был выбран из-за его широкого применения в энергетике в процессах осушки и регенерации масла, синтетические цеолиты – из-за их уникальной способности адсорбировать воду из масла при ее минимальной концентрации в последнем. 42 Характеристика адсорбента приведена в таблице 3.1. Из таблицы 3.1. следует, что наиболее термически устойчивым является синтетический цеолит CaA, активность которого падает при температуре выше 800 С. Цеолит NaA начинает разрушаться при температуре 700 С. По термической стабильности синтетические цеолиты можно расположить в следующий ряд: CaA > NaA > LiA (таблица 3.1.) Гидрационная способность катионов изменяется в следующей последовательности: Li > Na > Ca. Термическая стабильность синтетических цеолитов возрастает с увеличением размера катиона, однако способность адсорбировать влагу из масла снижается. Особенностью синтетических цеолитов является малый размер входных окон (таблица 3.1), которые не адсорбируют углеводородные соединения, входящие в состав трансформаторного масла, поскольку размеры их молекул значительно превышают размеры окон цеолитов. Таблица 3.1 Характеристики адсорбентов Показатели Марка адсорбента КСК LiA NaA CaA 690 620 640 660 Индекс механической прочности 2 на раздавливание, кг/мм 0,80 0,60 0,40 0,55 Индекс механической прочности на истирание, % 88,4 81,0 40,0 60,0 Водостойкость, % по массе 94,0 Насыпная масса, кг/м 3 Эффективный диаметр пор, м·10 10 не регламентируется 96,0 7,8 3,5 4,0 5,0 Порозность, % 60 58 55 50 Термическая стабильность, °С 450 600 700 800 Размер зерен, мм 2 Удельная поверхность, м /г 1,6 1,6 1,6 1,6 620 670 650 650 43 К основным достоинствам цеолитов следует отнести: – глубокое удаление воды из трансформаторного масла при низком ее содержании в последнем; – избирательная адсорбция цеолитами воды из масла; – полярность цеолитов обеспечивает высокую скорость осушки масла; – при осушке масла синтетическими цеолитами углеводородный состав его остается неизменным. Целью работы явилось определение минимального количества адсорбента, необходимого для осушки масла с содержанием воды до 0,001% масс., и оптимального режима осуществления процесса осушки масла адсорбентами. Осушку трансформаторного масла осуществляли в адсорбере диаметром 0,2 м и высотой 1,8 м. Перед заполнением адсорбера цеолитами последние подвергали прокаливанию в муфельной печи при температуре 400 С. Затем высушенные цеолиты помещали в эксикатор, в котором цеолиты остывали до комнатной температуры. Остывшие цеолиты засыпали в адсорбционную колонку, утрамбовывали для исключения в цеолите свободных воздушных пространств. Процесс адсорбции сопровождается выделением теплоты в количестве 15,5–20,0 кДж/моль. Для снятия этой теплоты цеолиты заливали петролейным эфиром с Ткип = 40–60 С. Масло подавали в адсорбер с линейной скоростью потока, изменяющейся в широком диапазоне от 1,5–5,0 см/мин. На рисунке 3.1. показана осушающая способность адсорбентов, представленных в таблице 3.1. Высота слоя адсорбентов изменялась от 20 до 150 см. Концентрация воды в исходном масле составляла 0,02 % масс. Для получения достоверных результатов в каждой точке было проведено по три параллельных опыта. Анализ данных рисунка 3.1 показывает, что с повышением высоты слоя в адсорбционной колонке осушка масла увеличивается для всех адсорбентов. Лучшими осушителями масла являются синтетические цеолиты LiA и NaA. Так, при высоте слоя цеолитов 20 см цеолиты LiA и NaA осушают масло на 28,8 % масс. и 28,3 % масс. соответственно. Повышение адсорбционного слоя в 2 раза до 40 см способствует извлечению из масла цеолитами LiA и NaA 48,8% и 48,6% масс. воды соответственно. При высоте слоя, равного 40 см, цеолита LiA и NaA воды извлекается в 2,9 раза и 2,83 раза соответственно больше, чем при высоте слоя этих цеолитов, равной 20 см. При увеличении слоя цеолитов 44 LiA и NaA в адсорбционной колонке до 80 см приводит к снижению содержания воды в масле до 17,8 % масс. и 17,4 % масс. соответственно (кривые 3, 4). Рис. 3.1. Зависимость осушки модельной смеси от высоты слоя адсорбента 1 – силикагель КСК, 2 – цеолит CaA, 3 – цеолит NaA, 4 – цеолит LiA Из рисунка 3.1 также видно, что дальнейший рост слоя адсорбентов LiA и NaA до 100 см, 110 см и 120 см позволяет извлечь воды из масла в количестве 86,5 и 86,2; 96,9 и 96,6; 99,9 и 99,7% масс. соответственно. В этой связи повышение слоя цеолитов в адсорбционной колонке до 130–150 см нецелесообразно. Таким образом, оптимальная высота слоя цеолитов LiA и NaA в адсорбционной колонке равна 120 см. Лучшими осушителями масла являются синтетические цеолиты LiA и NaA, причем эти цеолиты характеризуются практически одинаковой способностью осушать масло. Поэтому во всех последующих опытах в качестве осушающего адсорбента был использован синтетический цеолит NaA. Из данных рисунка 3.1 видно, что наименьшей осушающей способностью обладает силикагель марки КСК. При высоте слоя силикагеля, равной 120 см, извлекается 27,8% масс. воды. Увеличение слоя силикагеля в адсорбционной колонке до 150 см удаляет 29,6% масс. воды. В этой связи использовать силикагель в качестве осушающего агента трансформаторного масла нецелесообразно. 45 Цеолит СаА занимает промежуточное положение между синтетическими цеолитами LiA, NaA и силикагелем марки КСК. При высоте слоя цеолита СаА в адсорбционной колонке 40 см из масла удаляется 37,9% масс. воды. Увеличение слоя цеолита в адсорбционной колонке до 80 см позволяет извлечь из трансформаторного масла 60,1% масс. воды. Из рисунка 3.1 также видно, что повышение слоя синтетического цеолита СаА в колонке до 100 см, 110 см и 120 см позволяет извлечь до 66,3% масс., 78,2% масс. и 80,0% масс. соответственно. Вместе с тем, при увеличении слоя цеолита СаА в колонке до 130 см, 140 см и 150 см он осушает масло в незначительной степени, поскольку содержание воды в последнем составляет 17,6% масс., 15,4% масс. и 12,7% масс. соответственно. Основным преимуществом синтетических цеолитов является их высокая избирательная способность по извлечению воды из масла. Цеолиты адсорбируют только те молекулы, которые могут проходить через их окна, то есть воду. Выходные кривые адсорбции воды из трансформаторного масла силикагелем КСК, синтетическими цеолитами LiA, NaA и CaA представлены на рисунках 3.2.–3.5. Рис. 3.2. Выходные кривые адсорбции воды из трансформаторного масла на силикагеле марки КСК: 1 – линейная скорость потока 1,5 см/мин, 2 – линейная скорость потока 3,0 см/мин, 3 – линейная скорость потока 5,0 см/мин 46 Из рисунка 3.2 видно, что самая низкая осушающая способность силикагеля КСК наблюдается при линейной скорости потока масла, равной 5 см/мин, при которой осушающая способность силикагеля прекращается через 6,2 часа. Снижение линейной скорости подачи масла в адсорбер увеличивает продолжительность его осушки до 10,3 ч. Дальнейшее снижение скорости подачи масла до 1,5 см/мин приводит к возрастанию продолжительности осушки масла до 34,6 ч. Таким образом, снижение линейной скорости потока модельной смеси в 3,3 раза увеличивает продолжительность осушки масла силикагелем КСК в 5,58 раза. Как следует из рисунка 3.3, осушающая способность цеолита СаА снижается с увеличением линейной скорости потока трансформаторного масла. При линейной скорости потока масла 5 см/мин осушка масла прекращается через 8 ч, а при скорости 1,5 см/мин составляет 34 ч. Таким образом, снижение линейной скорости потока масла в адсорбер в 3,3 раза способствует увеличению продолжительности осушки масла цеолитом СаА в 4,3 раза. Рис. 3.3. Выходные кривые адсорбции воды из трансформаторного масла на цеолите СаА: 1 – линейная скорость потока 1,5 см/мин, 2 – линейная скорость потока 3,0 см/мин, 3 – линейная скорость потока 5,0 см/мин 47 Рис. 3.4. Выходные кривые адсорбции воды из трансформаторного масла на цеолите NаА: 1 – линейная скорость потока 1,5 см/мин, 2 – линейная скорость потока 3,0 см/мин, 3 – линейная скорость потока 5,0 см/мин Из рисунка 3.4 видно, что при использовании в качестве осушающего агента цеолита NaA с повышением линейной скорости потока масла от 1,5 см/мин. до 5,0 см/мин. осушающая способность цеолита снижается от 28 ч до 8 ч., то есть в 3,5 раза. Для увеличения продолжительности осушки масла цеолитом NaA необходимо снизить линейную скорость потока масла, поступающего в адсорбер. Анализ данных рисунка 3.5 показывает, что увеличение линейной скорости потока масла в адсорбер от 1,5 до 5,0 см/мин приводит к снижению осушительной способности адсорбента – цеолита LiA в 4 раза. Сравнительный анализ рисунка 3.2–3.5 указывает, что характер поглощения влаги исследованными адсорбентами, одинаков, о чем свидетельствует одинаковый ход кривых адсорбции воды из трансформаторного масла. 48 Рис. 3.5. Выходные кривые адсорбции воды из трансформаторного масла на цеолите LiА: 1 – линейная скорость потока 1,5 см/мин, 2 – линейная скорость потока 3,0 см/мин, 3 – линейная скорость потока 5,0 см/мин Следующая серия опытов была проведена с целью определения наиболее эффективного адсорбента. С этой целью исследована зависимость относительной адсорбции влаги цеолитами и силикагелем от продолжительности процесса осушки масла. Относительная адсорбция влаги из масла определялась как отношение а/а0, где а – количество адсорбированной влаги за определенное время, а0 – динамическая активность адсорбента (таблица 3.1.). Полученные результаты в виде кривых, приведенные на рис. 3.6 исследования, проводили при температуре 20 С, линейной скорости подачи масла в адсорбер, равной 3 и 5 см/мин. и высоте слоя адсорбента 120 см. 49 Рис. 3.6. Зависимость относительной адсорбции влаги различными адсорбентами от продолжительности осушки масла при линейной скорости подачи масла 3 см/мин. 1 – силикагель КСК, 2 – цеолит CaA, 3 – цеолит NaA, 4 – цеолит LiA Из рисунка 3.6 следует, что наибольшей осушающей способностью обладает синтетический цеолит LiA, а наименьшей – силикагель марки КСК. Например, из рисунка 3.6. видно, что при адсорбции влаги из масла осушающая способность цеолита LiA в 1,08, 1,75 и 2,4 раза соответственно выше, чем для цеолитов NaA, CaA и силикагеля КСК. Зависимость относительной адсорбции из трансформаторного масла цеолитами и силикагелем от продолжительности осушки при линейной скорости подачи масла в адсорбер, равной 5 см/мин., показана на рисунке 3.7. 50 Рис. 3.7. Зависимость относительной адсорбции из масла различными адсорбентами от продолжительности осушки масла 1 – силикагель КСК, 2 – цеолит CaA, 3 – цеолит NaA, 4 – цеолит LiA Анализ данных рисунка 3.7 показывает, что наибольшей адсорбционной способностью извлечения воды из масла обладает цеолит LiA, который адсорбирует из масла воды больше в 1,08; 2 и 3 раза соответственно, чем цеолиты NaA, CaA и силикагель марки КСК. Анализ рисунков 3.6 и 3.7 показал, что наилучшим адсорбентом воды из трансформаторного масла является цеолит LiA. Вместе с тем, повышение линейной скорости подачи масла в адсорбер от 3 до 5 см/мин. снижает осушающую способность цеолита LiA в 1,37 раза. В результате проведенного эксперимента исследованные адсорбенты по осушающей способности масла можно расположить в следующий ряд: цеолит LiA > цеолит NaA > цеолит CaA > силикагель КСК. Представлялось интересным изучить динамическую активность цеолитов LiA, NaA и CaA. В опытах исследовали влияние изменения линейной скорости потока на динамическую активность по воде до условного «проскока». Эксперименты проводили при комнатной температуре, линейная скорость подачи масла от 1,5 до 5 см/мин при высоте слоя адсорбента 120 см. Результаты исследования приведены на рисунке 3.8. 51 Рис. 3.8. Зависимость динамической активности до «проскока» от линейной скорости потока масла 1 – цеолит CaA, 2 – цеолит NaA, 3 – цеолит LiA Как видно из рисунка 3.8, в исследуемых пределах изменения линейной скорости потока трансформаторного масла в адсорбер от 1,5 см/мин. до 5 см/мин. динамическая активность адсорбента по поглощению влаги до условного «проскока» с увеличением скорости потока для всех адсорбентов падает. Наибольшей динамической активностью до условного «проскока» обладает цеолит LiA, что объясняется подходящим размером входных окон и лучшими условиями диффузии молекул воды в полости цеолита LiA [57–59]. Длина зоны массопередачи для цеолита LiA рассчитывалась по уравнению, приведенному в работе Емельянова П.М. Влагомер трансформаторного масла [60]. L0 L e в , e (1 f )( e в ) (3.1) где L – высота слоя цеолита, мм. τe – время достижения насыщения цеолита, мин. τв – время достижения условного «проскока», мин. f – фактор симметричности выходной кривой адсорбционного процесса, 52 f принимается равным 0,5 для мелкопористых адсорбентов, а также в работе [61], уравнение Л.Ф. Фоминых L0 L ae aв a e (1 f ) a в (3.2) где ae, aв – динамические активности цеолита до «проскока» и полная активность соответственно, % масс. Для расчета длины зоны массопередачи при адсорбции влаги из трансформаторного масла от линейной скорости потока модельной смеси в адсорбер показана на рисунке 3.9. Как следует из рисунка 3.9, длина зоны масопередачи для цеолита LiA с увеличением линейной скорости потока возрастает. Длина зоны массопередачи, рассчитанная по уравнению (3.1), оказалась равной 91,85–94,32 мм, а по уравнению (3.2) – 90,32–98,7 мм. Динамические адсорбционные характеристики процесса осушки трансформаторного масла различными цеолитами и силикагелем КСК приведены в таблице 3.2. Рис. 3.9. Зависимость длины зоны массопередачи от линейной скорости потока 1 – кривая, рассчитанная по уравнению (3.1), 2 – кривая, рассчитанная по уравнению (3.2) 53 Таблица 3.2 Динамические характеристики адсорбционной сушки трансформаторного масла адсорбент Цеолит LiA Цеолит NaA Цеолит СаA Силикагель КСК ае, % масс. 25 19 14 2,4 ав, % масс. 7,54 3,0 0,41 0,02 L0, мм 98,7 109,7 115,2 124,2 В соответствии с данными, приведенными в таблице 3.2, цеолиты имеют большую динамическую активность и меньшую длину зоны массопередачи по сравнению с силикагелем марки КСК. Из таблицы 3.2. также следует, что наибольшей динамической активностью обладает цеолит LiA. По динамической активности исследованные адсорбенты можно расположить в следующий ряд: LiA > NaA > CaA > КСК, а по длине зоны массопередачи исследованные адсорбенты можно расположить в обратном порядке: силикагель КСК > цеолит CaA > цеолит NaA > цеолит LiA. Проведенные исследования свидетельствуют о целесообразности использования цеолитов для глубокой осушки трансформаторного масла. В динамических условиях сорбционные качества цеолитов и силикагеля были оценены по динамической активности до условного проскока ав, который был принят при наличии в масле 0,002% масс. воды, по полной динамической активности ае и по длине зоны массопередачи L0. В соответствии с проведенными исследованиями цеолиты обладают динамической активностью значительно большей, чем силикагель КСК. Так, например, динамическая активность цеолита LiA в 10,4 раза выше, чем силикагеля марки КСК. Цеолиты NaA и CaA имеют динамическую активность в 8,9 и 5,8 раза соответственно выше, чем силикагель марки КСК. Для количественной оценки кинетических характеристик процесса адсорбции влаги из масла на цеолитах CaA, NaA, LiA и силикагеля марки КСК были рассчитаны эффективные коэффициенты диффузии Dе по методу Баррера-Брука: 2 2 V De , 4 S (3.3) где γ – величина относительной адсорбции воды из масла к моменту времени контакта модельной смеси с адсорбентом за время τ, с; 3 V – объем гранул адсорбента, см ; 2 S – наружная поверхность гранул адсорбента, см . 54 Кинетические адсорбционные характеристики осушки трансформаторного масла с использованием различных адсорбентов определяли на модельных смесях трансформаторное масло:вода. Количество воды в смесях изменялось в пределах от 0,001 до 0,02 % масс. За концентрацию «проскока» принимали содержание влаги в масле 0,002% масс. Исследования проводили в статических условиях при температуре 20 С. Количество адсорбента во всех опытах оставалось постоянным и составляло 120 г. В качестве адсорбера использовали стеклянную колонку диаметром 20 мм. Кинетически адсорбционные характеристики процесса адсорбции влаги из модельных смесей представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 Кинетические адсорбционные характеристики сушки трансформаторного масла Адсорбент Силикагель КСК Цеолит CaA Цеолит NaA Цеолит LiA Эффективный коэффициент диффузии, 9 2 Dе·10 м /с 0,5935 5,715 6,856 8,655 Объем масла, очищенного до условного «проскока» 0,002 % масс. 9470,0 12687,3 14976,4 15208,5 Как следует из таблицы 3.3, эффективный коэффициент диффузии при адсорбционной осушке модельных смесей цеолитом LiA в 14,6 раза выше соответствующего коэффициента при адсорбции воды из масла силикагелем КСК. Цеолиты NaA и CaA адсорбируют влагу из масла в 12,9 и 11,6 раза интенсивнее, чем силикагель КСК. Полученные экспериментальные данные позволяют рекомендовать цеолиты LiA, NaA и CaA для внедрения на электрических станциях с целью создания адсорбционных аппаратов для глубокой осушки трансформаторного масла, как свежего, так и отработанного в энергооборудовании. Из таблицы 3.3 также следует, что объем масла увеличивается в ряду КСК< CaA < NaA < LiA. При использовании синтетического цеолита LiA объем осушенного трансформаторного масла в 1,6 раза больше, чем при применении для осушки масла силикагеля КСК. Цеолиты NaA и CaA занимают промежуточное положение между силикагелем КСК и цеолитом LiA. Объем осушенного масла цеолитами NaA и CaA в 1,50 и 1,33 раза соответственно больше, чем при использовании силикагеля марки КСК, но в 1,01 и 1,2 раза меньше соответственно, чем при применении цеолита LiA. 55 Анализ полученных экспериментальных данных показывает, что повышение атомной массы катиона, входящего в состав синтетического цеолита, оказывает существенное влияние на извлечение воды из трансформаторного масла. Гидрационная способность изученных цеолитов изменяется в следующей последовательности: LiA > NaA > CaA. Таким образом, синтетические цеолиты обладают высоким адсорбционным потенциалом и позволяют эффективно проводить осушку трансформаторного масла даже при низкой концентрации воды в масле. Синтетические цеолиты марок LiA, NaA и CaA вследствие малого диаметра –10 –10 пор (от 3,5·10 до 5·10 мм) позволяют избирательно адсорбировать воду из масла, не затрагивая его углеводородов, поскольку размеры молекул углеводородов значительно превышают диаметр пор цеолита. Таким образом, проведенные сравнительные исследования силикагеля марки КСК и искусственных цеолитов LiA, NaA и CaA показали, что в процессе осушки влажного трансформаторного масла наиболее активными оказались синтетические цеолиты LiA, NaA и CaA. При сравнении осушающей способности цеолитов LiA, NaA и CaA было установлено, что для осушки трансформаторного масла от влаги наиболее целесообразно использовать цеолит LiA, поскольку последний обладает самой большой адсорбционной способностью по отношению к воде, растворенной в трансформаторном масле. Экспериментальные исследования, проведенные в лабораторных условиях, свидетельствуют о целесообразности использования искусственных цеолитов для целей адсорбционного извлечения воды из трансформаторного масла. Проведенные исследования представляют существенный интерес для использования синтетических цеолитов для осушки отработанного в высоковольтных силовых трансформаторах изоляционного масла с целью восстановления его качественных и физикохимических характеристик. Проведенные исследования показали, что лучшим адсорбентом при осушке увлажненного масла является синтетический цеолит LiA. С целью определения оптимальных условий адсорбции было испытано увлажненное масло с содержанием воды 0,01% и пробивным напряжением 10 кВ в стандартном разряднике. Качество осушки трансформаторного масла оценивалось по величине пробивного напряжения (ГОСТ 6581-75), концентрации воды в масле (ГОСТ 7822-75), кислотному числу и осадку (ГОСТ 982-80). Трансформаторное масло пропускали через цеолит LiA. Полученные результаты приведены в таблице. 3.4. 56 Таблица 3.4 Характеристика трансформаторного масла до адсорбции и после адсорбции Трансформаторное масло До адсорбции После адсорбции Кислотное число, Осадок, % Кислотное число, Осадок, % мг КОН/г мг КОН/г 0,053 0,049 0,053 0,050 0,050 0,047 0,052 0,049 0,052 0,050 0,050 0,048 0,051 0,049 0,049 0,047 0,054 0,050 0,054 0,052 Как следует из данных таблицы 3.4, постоянство кислотного числа и количества осадка как в масле, прошедшем адсорбционную очистку, так и не прошедшем указывает, что в процессе адсорбции на цеолите не происходит изменения углеводородного состава масла. Величина пробивного напряжения в осушенном трансформаторном масле и в исходном, содержащем 0,01% воды приведена в таблице 3.5. Из данных таблицы 3.5 следует, что снижение влаги в масле способствует увеличению его электрических характеристик. Так, при концентрации влаги от 0,01% до 0,002% пробивное напряжение масла увеличивается в 5–6 раз. В результате проеденных исследований определены оптимальные условия адсорбционной осушки трансформаторного масла на цеолитах. Скорость подачи масла в адсорбционную колонку – 0,3 г/с, количество цеолита – 0,1 г на 1 г масла. Насыпная высота цеолита – 120 см. Температура адсорбции – 40 С. Регенерацию цеолитов проводили при температуре 200–300 °С в муфельной печи Таблица 3.5. Характеристика трансформаторного масла на пробивное напряжение Трансформаторное масло До адсорбции Концентрация Пробивное влаги, % напряжение, кВ 0,01 11,3 0,01 10,4 0,01 12,0 После адсорбции Концентрация Пробивное влаги, % напряжение, кВ 0,0020 56,3 0,0024 55,9 0,0028 57,0 0,0020 55,8 0,0019 59,9 0,0018 59,8 0,0021 55,4 57 3.2. Сравнительная характеристика различных адсорбентов при осушке трансформаторного масла Осушка трансформаторного масла адсорбентами по сравнению с другими методами обладает рядом преимуществ. Для осуществления процесса адсорбции не требуется специального дорогостоящего оборудования. Кроме того, для осушки масла адсорбент можно использовать многократно и при этом получать высокую степень обезвоживания масла. Вместе с тем синтетические цеолиты дефицитны и применяются в энергетике в исключительных случаях, например, при пуске мощных силовых трансформаторов. Поэтому на электрических станциях для осушки трансформаторного масла используются менее эффективные и более трудоемкие методы [71–73]. В настоящее время в России и странах СНГ имеются богатые месторождения природных цеолитов, которые по своим осушающим свойствам сравнимы с синтетическими, легко доступны и дешевы, что позволит в будущем использовать их в качестве осушающего агента в теплоэнергетике [62, 74–82]. Существующий процесс осушки трансформаторных масел на электростанциях осуществляется адсорбционным методом на силикагеле марки КСК (крупный крупнопористый силикагель). Задачей настоящего исследования является выявление возможности замены силикагеля природными цеолитами и получение кинетических и динамических характеристик адсорбентов, необходимых для технологического расчета процесса. Для получения сравнительных характеристик различных адсорбентов при осушке изоляционного масла использовались следующие адсорбенты – силикагель марки КСК, природный цеолит и синтетический цеолит NaA. Гранулы природного и синтетического цеолитов предварительно дробились, подбирался фракционный состав цеолитового адсорбента, аналогичный фракционному составу силикагеля КСК, используемому на электрических станциях. Силикагель КСК и синтетический цеолит NaA активировались при температуре 400 С в течении четырех часов. Природный цеолит активировался 24%-ным водным раствором серной кислоты и подвергался термообработке при температуре 200 С в течение четырех часов. Осушке подвергалось трансформаторное масло с содержанием 0,01% масс. влаги. 58 Исследования проводились в статических и динамических условиях на проточной установке с термостатированной адсорбционной колонкой. Высота слоя адсорбента в колонке составляла 120 см. Кинетика процесса адсорбции влаги из масла различными адсорбентами изучалась при температуре 20 С. Экспериментальные данные приведены на рисунке 3.10. Анализ кинетических кривых рисунка 3.10 показал, что наибольшей эффективностью в процессе адсорбционной осушки масла обладают синтетический цеолит NaA и природный цеолит, которые в одну ступень обеспечивают глубокую осушку масла; остаточное содержание воды в масле, определенное кальцегидридным методом, составляет 0,00090÷0,00091% масс. при времени контакта масла с адсорбентом 1 мин., соотношение «масло:адсорбент» составляло 10:1. В то время как силикагель марки КСК в аналогичных условиях позволяет осушить масло на 69,8% масс. Таким образом, наилучшей обезвоживающей способностью обладают синтетический и природный цеолиты, что указывает на целесообразность использования природного цеолита для осушки трансформаторного масла на электростанциях. Рис. 3.10. Кинетические кривые осушки трансформаторного масла различными адсорбентами: 1 – силикагель марки КСК, 2 – природный цеолит, 3 – синтетический цеолит NaA 59 Для количественной оценки кинетических характеристик были рассчитаны эффективные коэффициенты диффузии Dе по методу БаррераБрука [83]: 2 De 4 V S 2 (3.4) и общие объемные коэффициенты массопередачи β по методу статических моментов: 1 где М (1) М (1) , N 1 1 1 2 1 (3.5). В уравнениях (4.4) и (4.5) γ – величина относительной адсорбции влаги к моменту времени контакта масла с адсорбентом τ, V – объем 3 (1) гранул адсорбента, см , M – первый начальный статический момент кинетической кривой, рассматриваемой как функцию распределения, N – число равных интервалов Δτ на участке оси τ кинетической кривой, на котором величина γ изменяется от 0 до 1. Результаты приведены в таблице 3.6. Таблица 3.6 Кинетические адсорбционные характеристики обезвоживания трансформаторного масла Адсорбент β, 1/с Эффективный коэффициент 2 диффузии, м /с 9 Dе·10 9 Dе max·10 при γ = 0,5 Силикагель КСК 0,007 0,59 0,91 Синтетический цеолит NaA 0,172 8,65 10,90 Природный цеолит 0,158 8,43 10,35 Из таблицы 3.6 следует, что эффективный коэффициент при адсорбции влаги из масла цеолитами в 14,3÷14,7 раза выше соответствующего коэффициента адсорбции силикагелем марки КСК. 60 В связи с этим величина общего объемного коэффициента массопередачи при адсорбции воды из масла цеолитами в 22,6÷24,6 раза больше, чем для –3 –1 силикагеля КСК, у которого коэффициент массопередачи составил 7·10 с . При моделировании промышленных условий коэффициент массопередачи оказался в 35 раз меньше, чем у цеолитов. Эффективность и целесообразность применения природных цеолитов в процессе обезвоживания трансформаторного масла была подтверждена серией опытов по динамике адсорбции. Динамические кривые удаления влаги из трансформаторного масла силикагелем, синтетическим и природным цеолитами приведены на рисунке 3.11. Как видно из рисунка 3.11, в динамических условиях природный и синтетический цеолиты обеспечивали длительную стабильную очистку трансформаторного масла от воды при температуре 20 С до глубины 0,0009–0,001% масс. Адсорбционные качества исследуемых адсорбентов в динамических условиях оценивали по значению динамической активности до условного «проскока» ав, полной динамической активности ае и длины зоны массопередачи L0. В данной работе условный проскок влаги в масло был –3 принят 2·10 % масс., соответствующий пробивному напряжению в силовом трансформаторе 55,0–60,0 кВ. Рис. 3.11. Выходные кривые динамики обезвоживания масла на различных адсорбентах 1 – синтетический цеолит NaA, 2 – природный цеолит, 3 – силикагель марки КСК 61 Длину зоны массопередачи рассчитали по формуле L0 L ae aв . ae (1 f ) aв (3.6) Динамические адсорбционные характеристики обезвоживания трансформаторного масла приведены в таблице 3.7. Из таблицы 3.7 следует, что синтетический и природный цеолиты характеризуются высокой динамической активностью и меньшей длиной массопередачи по сравнению с силикагелем КСК. В связи с этим кратность глубоко обезвоженного трансформаторного масла к адсорбенту 3 при использовании синтетического адсорбента составила 179,10 см /г, 3 3 природного цеолита – 176,70 см /г, а для силикагеля – 132,64 см /г. Таблица 3.7 Динамические характеристики осушки масла адсорбцией Адсорбент Силикагель КСК Цеолит NaA Природный цеолит ае, % масс. ав, % масс. 2,4 25 24,5 0,02 7,54 7,7 L0, мм 124,2 98,7 97,6 Объем обезвоженного масла до условного проскока, 0,002% масс., л. 9,550 16,545 16,320 Проведенные исследования свидетельствуют о целесообразности использования природного цеолита для осушки трансформаторного масла, поскольку кратность масла к адсорбенту в 1,35 раз выше при адсорбции на цеолите по сравнению с силикагелем марки КСК и всего в 1,01 раза ниже, чем при использовании для осушки масла синтетического цеолита NaA. Расчет диаметра D адсорбционной колонки проводили при расходе 3 трансформаторного масла W = 7,0 см /мин и линейной скорости подачи масла в адсорбер V = 1,3 см/мин по формуле Д 4W . V (3.7) Рассчитанный по формуле (4.7) диаметр адсорбера составил 2,62 см или примерно 30 мм. 62 Вес слоя адсорбента G определяли в соответствии с формулой G L W а . V (3.8) Расчет производили для трех адсорбентов: силикагеля марки КСК, синтетического цеолита NaA и природного цеолита. Вес слоя адсорбента, рассчитанный по формуле (4.8) для силикагеля, синтетического цеолита и природного цеолита соответственно составил 46,15; 31,9 и 34,2 г. Из проведенного расчета следует, что для осушки трансформаторного масла по весу требуется наибольшее количество силикагеля марки КСК и наименьшее количество синтетического цеолита. Природный цеолит занимает промежуточное положение между силикагелем и синтетическим цеолитом. Так, для удаления одинакового количества влаги из масла природного цеолита требуется в 1,35 раз меньше, чем силикагеля марки КСК и в 1,07 больше, чем синтетического цеолита. Влияние контактирования трансформаторного масла селективной очистки с природным цеолитом на его физико-химические показатели исследовалось посредством адсорбции масла через слой цеолита высотой 50 см, соответствующей осушке масла до содержания в нем влаги, равной 0,001%, а также при контактировании масла в течение 5 и 20 ч с цеолитом. Результаты исследования приведены в таблице 3.8. Исследования проводились при температуре 40 С в присутствии электрического поля напряженностью 49 кВ/см. Из данных, приведенных в таблице 3.8, следует, что в результате контактирования трансформаторного масла с природным цеолитом происходит улучшение всех показателей масла. Так, индукционный период трансформаторного масла, прошедшего через цеолит, равен 400 ч, а кислотное число снижается до 0,007 мг КОН/г масла. Полученные результаты показывают, что применение природных цеолитов целесообразно для улучшения качества трансформаторного масла. Кроме того, у масла, прошедшего адсорбционную очистку на природном цеолите, наблюдается снижение кинематической вязкости в 1,13 раза по сравнению с вязкостью свежего масла. Снижение кинематической вязкости способствует повышению такой важной характеристики, как охлаждающая способность масла. 63 Таблица 3.8 Масло, адсорбированное цеолитом до влажности 0,001% Свежее масло ТС ГОСТ 10121-76 3 Плотность при 20 °С, кг/м Кинематическая вязкость при температуре 50 °С Кислотное число, мг КОН/г масла Водорастворимые кислоты, реакция Индукционный период, ч Осадок, % Масло в течение 5 ч контактировало с цеолитом Показатели Масло в течение 20 ч контактировало с цеолитом Характеристики трансформаторного масла селективной очистки 870 879 863 880 7,85·10 –6 0,009 нейтр. 340 0,010 7,96·10 –6 0,012 нейтр. 330 0,035 –6 –6 7,10·10 8,04·10 0,007 нейтр. 350 нет 0,015 нейтр. 320 0,050 Следующая серия опытов была проведена с целью исследования влияния времени контактирования трансформаторного масла с природным цеолитом на кислотное число, количество образовавшихся водорастворимых кислот и количества выделившегося осадка при температуре 155 С в течение 44 ч. в электрическом поле напряженностью 49 кВ/см. Результаты исследования приведены в таблице 3.9. Таблица 3.9 Кислотное число, мг КОН/г масла 0,030 Водорастворимые кислоты, реакция слабо-кислая Индукционный период, ч. 360 Осадок, % 0,17 tg δ, % 70 °С 2,23 90 °С 2,88 Свежее масло ТС ГОСТ 10121-76 Масло, адсорбированное цеолитом Масло в течение 5 ч. контактировавшее с природным цеолитом Показатели Масло в течение 20 ч. контактировавшее с природным цеолитом Характеристика старения масла в электрическом поле 0,034 0,027 0,015 кислая нейтр. до 400 ч нейтр. 340 430 (кислая) 320 0,23 0,11 0,050 2,40 2,93 2,08 2,75 64 Из данных, приведенных в таблице 3.9, следует, что наибольшей стабильностью против окисления обладает трансформаторное масло, адсорбированное природным цеолитом. Из таблицы 3.9. следует, что все масла, контактировавшие с природным цеолитом, обладают более высокими эксплуатационными характеристиками по сравнению со свежим маслом. Проведенные исследования позволяют рекомендовать для улучшения качества масла его адсорбцию на природном цеолите. Сравнительная характеристика таблиц 3.8 и 3.9 показала, что для осушки трансформаторного масла целесообразно использовать синтетические природные цеолиты, которые позволяют осушить трансформаторное масло в большей степени, чем силикагель КСК. 3.3. Использование комбинированных адсорбентов для осушки трансформаторного масла Данное исследование посвящено изучению возможности обезвоживания трансформаторного масла комбинированными адсорбентами. В качестве комбинированных адсорбентов были использованы смеси силикагеля КСК и синтетического цеолита NaA, взятых в различных соотношениях – КСК:NaA = 1:1, КСК:NaA = 2:1, КСК:NaA = 3:1, КСК:NaA = 4:1. С целью активизации адсорбентов последние подвергались сушке в муфельной печи при температуре 400 С в течение 4 часов. Для определения максимальной адсорбционной способности комбинированных адсорбентов при осушке изоляционного масла были приготовлены модельные смеси трансформаторного масла с водой. Содержание воды в смесях составляло 0,02% масс. Концентрацию воды в смесях определяли кальцийгидридным методом по ГОСТ 7822-75. Экспериментальные исследования адсорбционной активности комбинированных адсорбентов осуществлялись в лабораторном стеклянном адсорбере диаметром 20 мм. и высотой слоя адсорбента в колонке 120 мм. Осушаемое трансформаторное масло (модельные смеси) подавали в адсорбер с линейной скоростью потока, равной 3 см/мин. По данным исследования рассчитывалась полная динамическая активность адсорбентов и их активность до «проскока». В процессе эксперимента была определена длина зоны массопередачи. За концентрацию «проскока» принято содержание влаги в очищенном масле 0,002% масс. На основании опытных данных построены выходные кривые в координатах а/а0. Модельные смеси в адсорбер на слой адсорбента подавались снизу вверх. Для получения надежных данных результаты экспериментов, полученные при осушке модельных смесей на комбинированных адсорбентах, сравнивались с активностью удаления влаги из 65 трансформаторного масла на силикагеле марки КСК. Экспериментальные данные по осушке масла комбинированными адсорбентами силикагель КСК–цеолит NaA приведены на рисунке 3.12. Опыты проводились при температуре 20 С. Из данных, приведенных на рисунке 3.12 видно, что при осушке масла с начальным содержанием влаги 0,02% масс. изучаемыми адсорбентами наибольшей осушающей способностью обладает цеолит NaA, так как за 12 ч. цеолит NaA поглотил наибольшее количество влаги, о чем свидетельствует соотношение а/а0, равное 0,42. Наименьшее количество влаги поглотил силикагель марки КСК. В этом случае соотношение а/а0 составило 0,11. Рис. 3.12. Зависимость адсорбции влаги различными адсорбентами от продолжительности осушки масла 1 – силикагель КСК, 2 – КСК:NaA = 4:1, 3 – КСК:NaA = 3:1, 4 – КСК:NaA = 2:1, 5 – КСК:NaA = 1:1, 6 – цеолит NaA. Комбинированные адсорбенты, представляющие собой смеси цеолита NaA с различным количеством силикагеля КСК, занимают промежуточное положение между цеолитом NaA и силикагелем КСК. Из рисунка 3.12 видно, что среди комбинированных адсорбентов наибольшей осушающей способностью по отношению к исследуемому маслу обладает адсорбент – силикагель КСК : цеолит NaA, взятых в соотношении 1:1, поскольку при адсорбции влажного масла в течение 12 ч. 66 отношение а/а0 составило 0,385, что сопоставимо с проведением процесса осушки масла чистым синтетическим цеолитом NaA, поскольку соотношение а/а0 при осушке масла цеолитом NaA всего в 1,09 раза больше, чем при осушке этого масла комбинированным адсорбентом. Данное обстоятельство показывает, что для осушки трансформаторных масел целесообразно использовать комбинированный адсорбент, представляющий собой смесь силикагеля КСК и цеолита NaA, взятых в соотношении 1:1. Данные, приведенные на рисунке 3.12, также показывают, что с увеличением содержания силикагеля в комбинированном адсорбенте его осушающая способность по отношению к маслу несколько снижается и при соотношении силикагель : цеолит, равном 4:1, величина а/а0 = 0,248, или в 1,6 раза ниже, чем при использовании комбинированного адсорбента силикагель: цеолит = 1:1. В результате проведенного исследования изученные адсорбенты можно расположить в следующий ряд: цеолит NaA>силикагель:цеолит = = 1:1>силикагель:цеолит = 2:1>силикагель:цеолит = 3:1>силикагель:цеолит = = 4:1>силикагель КСК. Проведенные исследования показывают, что комбинированные адсорбенты обладают высокой осушающей способностью по отношению к маслу и могут быть использованы на электростанциях для повышения физико-химических характеристик масла, используемого в качестве жидкой изоляции в маслонаполненном оборудовании и высоковольтных трансформаторах. В этой связи следующая серия опытов была проведена с целью изучения динамической активности выше указанных комбинированных адсорбентов. В процессе исследования изучалось влияние линейной скорости потока осушаемого масла, содержащего 0,02% масс. влаги, на динамическую активность адсорбента по поглощению влаги до условного «проскока». Линейная скорость потока масла в адсорбер изменялась от 1,5 до 5 см/мин. Опыты проводили при температуре 20 С. Высота слоя адсорбента в колонке составляла 120 мм. Экспериментальные данные приведены на рисунке 3.13. Из рисунка 3.13 следует, что с увеличением линейной скорости потока от 1,5 до 5 см/мин независимо от использованного адсорбента в адсорбере его динамическая активность по поглощению влаги до условного «проскока» снижается. Наиболее высокой динамической активностью обладает цеолит NaA, а наименьшей – силикагель КСК. Комбинированные адсорбенты по влагопоглощению из масла занимают промежуточное положение. 67 Так, например, при повышении скорости потока осушаемого масла от 1 до 5 см/мин. динамическая активность адсорбента по поглощению влаги до условного «проскока» для цеолита и комбинированных адсорбентов силикагель: цеолит = 1:1, 2:1, 3:1, 4:1 снижается для всех рассмотренных адсорбентов одинаково в 2 раза, о чем свидетельствует аналогичный ход кривых на рисунке 3.13. При использовании силикагеля марки КСК также происходит снижение его динамической активности по поглощению влаги в 2,5 раза. Рис. 3.13. Зависимость динамической активности до «проскока» от линейной скорости потока масла 1 – силикагель КСК, 2 – КСК:NaA = 4:1, 3 – КСК:NaA = 3:1, 4 – КСК:NaA = 2:1, 5 – КСК:NaA = 1:1, 6 – цеолит NaA. Проведенные исследования показывают, что комбинированные адсорбенты имеют более высокую динамическую активность по поглощению влаги, чем силикагель. Так, например, при скорости потока, равной 1 см/мин. динамическая активность комбинированных адсорбентов силикагель: цеолит = 1:1, 2:1, 3:1, 4:1 в 10,0, 9,0, 8,2 и 7,0 раз соответственно выше, чем силикагеля КСК при проведении процесса осушки масла в одинаковых условиях. Таким образом, добавление к силикагелю синтетического цеолита способствует улучшению процесса адсорбции влаги из трансформаторного масла, так как, повышая динамическую активность адсорбента, цеолиты 68 увеличивают его емкость по воде, что способствует глубокой осушке трансформаторного масла от влаги. Лучшим комбинированным адсорбентом оказалась смесь силикагель КСК с NaA, взятых в соотношении 1:1, поэтому дальнейшие эксперименты были проведены с использованием этого адсорбента для осушки масла. Зависимость динамической активности адсорбента до «проскока» воды от линейной скорости потока получена для комбинированного адсорбента силикагель КСК:цеолит NaA, взятых в различных соотношениях. Динамические адсорбционные характеристики процесса осушки масла комбинированными адсорбентами, цеолитом NaA и силикагелем КСК, посчитанные по формуле Л.Ф. Фоминых [61], приведены в таблице 3.10. Таблица 3.10 Динамические характеристики осушки масла различными адсорбентами Адсорбент Цеолит NaA Силикагель:цеолит 1:1 Силикагель:цеолит 2:1 Силикагель:цеолит 3:1 Силикагель:цеолит 4:1 Силикагель КСК ав, % масс. 25 21,5 20,3 19,8 13,0 2,4 ае, % масс. 7,54 3,7 2,5 1,7 0,52 0,02 L0, мм 98,7 108,7 112,1 114,6 117,5 124,2 Анализ данных таблицы 3.10 показывает, что наибольшей динамической активностью и наименьшей длиной зоны массопередачи обладает комбинированный адсорбент силикагель:цеолит, взятые в соотношении 1:1. Длина зоны массопередачи указанного комбинированного адсорбента в 1,1 раз больше, чем цеолита NaA, что указывает на возможность применения комбинированного адсорбента для осушки масла. Длина зоны массопередачи данного адсорбента в 1,15 раза ниже, чем для силикагеля КСК, что указывает на более высокую осушающую способность комбинированного адсорбента. Комбинированные адсорбенты силикагель КСК:цеолит NaA, взятые в соотношении 2:1, 3:1 и 4:1, характеризуются меньшей зоной массопередачи в 1,09; 1,08 и 1,06 раза соответственно по сравнению с силикагелем КСК. Полученные экспериментальные данные свидетельствуют о высокой осушающей способности исследованных комбинированных адсорбентов и указывают на целесообразность использования последних в теплоэнергетике для улучшения качественных характеристик трансформаторного масла, используемого в качестве изолирующего и охлаждающего агента в высоковольтных силовых трансформаторах на энергетических объектах. 69 Количественная оценка кинетических характеристик осушки масел комбинированными адсорбентами производилась путем определения коэффициента диффузии Dе по методу Баррера-Брука по формуле (3.4). Для получения сопоставимых результатов коэффициент диффузии был рассчитан как для комбинированных смесей, так и для цеолита NaA и силикагеля КСК. Результаты расчета приведены в таблице 3.11. Таблица 3.11 Кинетические адсорбционные характеристики осушки модельных смесей различными адсорбентами Адсорбент Цеолит NaA Силикагель:цеолит 1:1 Силикагель:цеолит 2:1 Силикагель:цеолит 3:1 Силикагель:цеолит 4:1 Силикагель КСК Эффективный коэффициент Объем масла, очищенного диффузии до условного «проскока» 9 2 0,002% масс., л Dе·10 , м /с 8,655 520,5 7,44 449,6 7,02 424,8 6,85 414,3 4,50 272,0 0,5935 90,5 Из данных, приведенных в таблице 3.11 следует, что эффективный коэффициент диффузии для всех исследуемых комбинированных адсорбентов значительно выше, чем для силикагеля КСК и несколько ниже, чем для синтетического цеолита NaA. Так, комбинированные адсорбенты силикагель:цеолит = 1:1, 2:1, 3:1 и 4:1 в 12,5; 11,8; 11,5 и 7,6 раза соответственно имеют коэффициент диффузии выше, чем силикагель КСК и в 1,16; 1,23; 1,26 и 1,92 раза ниже, чем цеолит NaA. Из таблицы 3.11 также следует, что при использовании комбинированных адсорбентов объем осушенного трансформаторного масла резко возрастает. Так, например, применение комбинированных адсорбентов силикагель:цеолит NaA =1:1, 2:1, 3:1 и 4:1 позволяет осушить масло в 5; 4,7; 4,6 и 3 раза соответственно больше, чем силикагель при тех же условиях. Вместе с тем, при использовании цеолита NaA количество осушенного масла в 1,15; 1,23; 1,26 и 1,9 раза больше, чем при применении для этих же целей комбинированных адсорбентов силикагель:цеолит NaA = 1:1, 2:1, 3:1 и 4:1 соответственно. Проведенные сравнительные исследования адсорбционной активности комбинированных адсорбентов с силикагелем, широко используемым на электрических станциях для осушки трансформаторных 70 масел, и с синтетическим цеолитом NaA показали, что комбинированные адсорбенты обладают более высокой адсорбционной способностью по отношению к влаге масла по сравнению с силикагелем. Причем, адсорбционная способность комбинированных адсорбентов не намного ниже адсорбционной способности синтетического цеолита NaA, что указывает на целесообразность их использования для влагоизвлечения из трансформаторных масел на электростанциях. Применение комбинированных адсорбентов для осушки трансформаторных изоляционных масел позволит увеличить срок службы маслонаполненного электрического оборудования за счет улучшения физико-химических характеристик масла. При применении комбинированных адсорбентов можно адсорбировать более 90% влаги из трансформаторного масла по сравнению с использованием менее селективного адсорбента – силикагеля марки КСК в аппарате с одним слоем силикагеля или в циклически действующем каскаде его слоев. При этом, окончательное обезвоживание масла после силикагеля КСК производится с помощью дорогостоящего синтетического цеолита NaA в относительно небольшом слое, например, при соотношении силикагель:цеолит = 4:1. Полное удаление влаги из масла осуществляется с лучшим использованием адсорбента и меньшими капитальными затратами на оборудование, нежели при использовании раздельно указанных двух адсорбентов. Когда достигается точка «проскока», отделяют цеолит NaA от силикагеля КСК и их регенерацию проводят отдельно прокаливанием при температуре 400 С в течение четырех часов, что позволяет полностью восстановить их адсорбционные свойства. 71 ГЛАВА IV. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОЧИСТКИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ Надежность и долговечность работы высоковольтных силовых трансформаторов и всего маслонаполненного энергетического оборудования, увеличение межремонтного периода, снижение трудозатрат на ремонт и эксплуатацию перечисленного оборудования в значительной степени зависят от физико-химических характеристик трансформаторного масла, находящегося в качестве жидкой изоляции в электрооборудовании. Поэтому основная задача эксплуатации изоляционных масел в энергетическом маслонаполненном электрооборудовании электрических станций – это обеспечение показателей качества масла на уровне ГОСТ 6581-75, ГОСТ 7822-75, РТМ 34-70-653-83 и ТУ 38.101.1025-85. Повышение срока службы трансформаторного масла в электро-оборудовании достигается в результате своевременной его осушки и регенерации. Указанные мероприятия необходимо проводить систематически, непосредственно на маслонаполненном электрооборудовании в процессе его эксплуатации на электростанциях или в условиях нахождения масла в маслохозяйствах. Обследование маслохозяйств Казанских электростанций ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 показало, что ежегодной регенерации требуют от 10 до 12% трансформаторного масла от общего объема масла, залитого в эксплуатируемое маслонаполненное электрооборудование. На электростанциях также необходимо проводить регулярную замену силикагеля КСК в термосифонных и воздухоосушительных фильтрах для осуществления своевременной осушки и регенерации трансформаторного масла. Повышение эффективности осушки и регенерации трансформаторных масел на энергетических предприятиях является одной из самых актуальных проблем теплоэнергетики, поскольку позволяет повысить срок службы трансформаторного масла при одновременном снижении расходов свежих масел. Одним из существенных недостатков, общих для маслохозяйств энергопредприятий г. Казани, является отсутствие оборудования для осушки и регенерации адсорбентов, а также передвижных маслорегенерационных установок, предназначенных для удаления из трансформаторного масла всех нежелательных компонентов, ухудшающих качество масла. Передвижные установки предназначены для очистки и стабилизации физико-химических свойств масла непосредственно на месте размещения маслонаполненного электрооборудования электростанций и подстанций. 72 Для осушки трансформаторных масел используются маслоочистительные машины типа ПСМ и фильтр-прессы ФП-2-3000. Вместе с тем, при осушке трансформаторного масла с использованием маслоочистительной машины конечное содержание влаги в нем составляет 0,01–0,015%, что соответствует напряжению пробоя 30–35 кВ. Поэтому использовать маслоочистительные машины для повышения физико-химических характеристик масла на электростанциях нецелесообразно: при нагреве масла перед центрифугированием от 20 С до 60 С происходит увеличение растворимости воды в масле в 5,2 раза. Так, например, если исходное масло содержит 0,0038% воды, то в процессе центрифугирования за счет увеличения растворимости воды в масле с повышением температуры на 40 С содержание влаги в масле составит 0,0198%. Для трансформаторного масла с кислотным числом 0,3 мг КОН/г с повышением температуры от 20 С до 60 С при центрифугировании растворимость воды в масле возрастает в 5,9 раза и составляет 0,022%. Повышение кислотного числа изоляционного масла до 0,5 мг КОН/г сопровождается увеличением содержания воды в масле до 0,047%. Данное обстоятельство указывает, что даже после многократной обработки в маслоочистительных машинах одной и той же порции трансформаторного масла невозможно получить масло с влагосодержанием 0,001% для заливки в электрооборудование напряжением 110 кВ и выше. При обработке изоляционных масел маслоочистительными машинами типа ПСМ происходит значительное насыщение масла воздухом, а включение вакуумного насоса сопровождается сильным загрязнением помещения аппаратной маслохозяйства парами масла. Использование фильтр-пресса ФП-2-3000 связано с трудностью очистки от механических примесей увлажненных трансформаторных масел и часто сопровождается прорывом фильтровальной бумаги или картона. Кроме того, фильтр-пресс имеет низкую производительность вследствие больших трудозатрат на частую замену фильтровального материала. Анализ существующих методов осушки и регенерации трансформаторного масла на электрических станциях показал необходимость создания мобильных маслорегенерационных установок, позволяющих выполнять полный цикл осушки, регенерации и стабилизации масел непосредственно на месте размещения маслонаполненного электрооборудования станций и подстанций. С этой целью для осуществления глубокого обезвоживания трансформаторного масла в процессе эксплуатации маслонаполненного электрооборудования необходимо найти эффективные адсорбенты влаги. 73 На территории России имеются крупные промышленные месторождения цеолитов, которые нашли широкое применение в качестве эффективных адсорбентов, ионообменников, наполнителей полимеров, фильтрующих материалов, катализаторов и их носителей [65, 66]. Поэтому уделяется большое внимание разработке новых методов химического модифицирования природных цеолитов с целью придания свойств, необходимых для их применения в конкретных технологических процессах с одновременным расширением областей использования цеолитов в промышленности и энергетике. Одно из крупнейших месторождений цеолитов в России – Гейзерное. В настоящее время с ростом мощностей силовых трансформаторов предъявляются повышенные требования к изоляционному маслу. С целью обеспечения бесперебойной и долговечной работы силовых трансформаторов высокого напряжения влагосодержание изоляционного масла не должно превышать 0,001% масс. или 0,1% об. Вместе с тем, при нарушении условий испытания происходит разгерметизация трансформаторов, особенно в период их монтажа и ремонта, что сопровождается ухудшением их изоляционных параметров по сравнению с заводскими паспортными данными и последние не соответствуют нормам испытания электрооборудования. Появление тенденции к ухудшению изоляционных характеристик силовых трансформаторов является основным фактором их постановки на капитальный ремонт с внешней осушкой изоляционного масла адсорбентами. На электростанциях в качестве адсорбента используется силикагель марки КСК. Целью настоящей работы явилось исследование адсорбции влаги из трансформаторного масла на природных цеолитах, поскольку пористая структура природных цеолитов и их синтетического аналога – силикагеля во многом подобны. По современным представлениям скелет силикагеля образован контактирующими сферическими частицами диоксида кремния. Пористость силикагеля обусловлена пустотами между различным образом упакованными глобулами диоксида кремния. Удельная поверхность силикагеля определяется размером пустот, а объем и радиус его пор зависит от плотности упаковки глобул. Данные представления применимы к природным цеолитам, состоящим из частиц диоксида кремния, поскольку последние представляют собой смешенопористые образования, имеющие в структуре микро-, мезо- и макропоры [82–84]. Селективность природных цеолитов определяется, в основном, геометрическими факторами, а именно соразмерностью обменивающихся катионов и свободным сечением кремнекислородных колец с числом тетраэдров в кольцах n = 8 [79–81]. 74 Для осушки трансформаторного масла были использованы цеолиты Туркменского месторождения Бадхыз. Куски цеолита подвергали дроблению на шнековой мельнице и просеивали через сита с определенным диаметром отверстий. Для адсорбции воды из масла применяют адсорбенты с различным размером зерен. С целью повышения адсорбционной емкости цеолиты подвергали термической и химической активации. При химической активации цеолиты обрабатывали 1,5 и 5%-ными растворами едкого натрия, 1,5 и 24%-ными растворами соляной кислоты или 5 и 24%-ными растворами серной кислоты. Соотношение цеолит:кислота составляло 1:10. Кислотную обработку цеолита осуществляли в течение часа. По окончании кислотной обработки проводится отмывка цеолита от кислоты до нейтральной реакции. Химическая обработка образцов цеолита приводит к возрастанию его адсорбционной емкости за счет повышения пористости поверхности адсорбента. Поверхность адсорбента увеличивается вследствие повышения пористости и удельной поверхности цеолита. Причем, в случае кислотной обработки цеолита, увеличение его пористости и удельной поверхности происходит в результате растворения оксидов металлов кислотой, а при использовании щелочи – диоксида кремния. По окончании химической активации цеолит подвергали термической обработке при температуре 200–220 °С в течение четырех часов. В результате проведенной термической обработки гидрооксокатионы цеолита теряют молекулярно связанную воду и на освободившихся адсорбционных местах щелевидных микропор могут сорбироваться молекулы воды, растворенной в трансформаторном масле. Кроме того, при высокой температуре происходит выгорание примесных органических веществ. Поэтому в результате испарения воды и выгораний органических соединений цеолита имеет место разрыхление структуры последнего, вследствие чего внешняя поверхность цеолита возрастает в два-три раза. Адсорбционная способность природных цеолитов исследовалась с использованием трансформаторного масла ТС с содержанием 0,02% масс. воды. Активированные цеолиты засыпались в адсорбер, через который с постоянной скоростью, замеряемой реометром, поступало из емкости масло с заданным количеством воды. В адсорбере вода поглощалась природным цеолитом. Адсорбционная емкость цеолита рассчитывалась по формуле: a C0 C1 100 % , G (4.1) 75 где a – динамическая емкость адсорбента, % υ – скорость потока масла, м3/ч τ – продолжительность насыщения адсорбента, ч 3 С0 – концентрация воды в масле до адсорбционной осушки, г/м 3 С1 – концентрация воды в масле после осушки, г/м . В таблице 4.1 приведены адсорбционные свойства природных цеолитов, обработанных серной или соляной кислотами различной концентрации, щелочью и необработанные кислотой или щелочью. Для характеристики адсорбционной активности цеолитов были определены его емкость (а), удельная поверхность (S) и предельный адсорбционный объем (V). Таблица 4.1 Адсорбционные свойства природного цеолита Адсорбент 1 Неактивированный природный цеолит Активированный 1,5% NaOH Активированный 5% NaOH Активированный 1,5% HCl Адсорбция воды из масла 2 3 а, кмоль/г S, м /г V, см /г 2 3 4 3,18 147 0,480 6,01 297 0,630 8,37 338 0,720 5,24 295 0,560 Из таблицы 4.1 следует, что природный цеолит, активированный щелочью или кислотами, по сравнению с неактивированным цеолитом имеет удельную поверхность и предельный адсорбционный объем более чем вдвое выше, что позволяет с использованием активированных цеолитов осушить как минимум втрое больше масла [75–79]. Сопоставление ионообменных данных рентгеноструктурными исследованиями локализации обменных катионов в цеолитах [75–79] позволило предположить кристаллохимический принцип избирательности природных цеолитов, который формируется следующим образом – среди минеральных ионообменников наиболее выраженную избирательность к крупноразмерным катионам проявляют ионообменники, имеющие в своей структуре 8-членные кислородные кольца, которые соразмерны адсорбируемым катионам. В основе использования природных цеолитов как микропористых адсорбентов лежит их высокая избирательность к молекулам небольших размеров. В этой связи природные цеолиты могут найти широкое практическое применение в теплоэнергетике, в частности, для обезвоживания трансформаторных масел. 76 Для природных цеолитов присущ большой объем микропор и высокая характеристическая энергия адсорбции, которая по своей величине превосходит характеристическую энергию адсорбции для углеродных молекулярных сит и синтетических цеолитов типа X [75, 76, 80, 81]. К одному из важных преимуществ природных цеолитов, по сравнению с синтетическими цеолитами, следует отнести снижение температуры регенерации цеолитов с 400 °С до 200–220 °С, то есть в два раза. Важнейшим преимуществом природных цеолитов является наличие системы вторичных пор наряду с микропористостью. Система вторичных пор образована супермикропорами, мезо- и макропорами. Вторичные поры определяют поглощение молекул воды и играют важную роль при протекании адсорбционного процесса осушки масла на природном цеолите. Из научной литературы [77, 78] следует, что вторичная пористость природных цеолитов значительно возрастает при обработке последних кислотными растворами. Возможность применения природных цеолитов в качестве адсорбентов определяется и диаметром «входных окон» в его пористой структуре. Для осуществления эффективной осушки трансформаторного масла размер «входных окон» должен быть больше размера молекулы воды, равной 3 А0, но меньше размеров молекул углеводородов масла, которые характеризуются величиной 6–9 А0 [79–81]. Синтетические цеолиты типа NaA имеют размер «входных окон» порядка 4 А0. Из природных цеолитов «размером окон» 4 А0 обладают цеолиты Туркменского, Гузанского, Борщовского, Шегринского и Гейзерного месторождений [79–82], которые относятся к наиболее распространенным и доступным цеолитам. Для адсорбентов большое значение имеет плотность, которую называют насыпной плотностью ρнас, представляющую собой массу сухого материала на единицу насыпного объема. Причем плотность сухих частиц ρт связана с плотностью ρнас и порозностью плотного слоя уравнением: т (1 ) нас (4.2) 3 Насыпная плотность цеолитов 700–950 кг/м , порозность 40–45%, 2 площадь адсорбирующей поверхности 80,0–160,0 м /г. Основными составляющими цеолитов являются оксиды кремния и алюминия. Содержание диоксида кремния в цеолите колеблется в пределах 62,5÷64,02%, оксида алюминия – 12,0÷12,4 %, оксидов железа – 77 7,6÷8,12%, оксида титана – 0,49÷0,53%, оксидов кальция, магния, натрия, калия и других компонентов – 15,09÷17,41%. Мольное соотношение SiO:AlO3 активированного цеолита составляет 8,5–10, причем это соотношение для активированного цеолита в 1,15÷1,4 раза выше, чем для неактивированного. Рентгеновский анализ показал, что глубокого изменения структуры цеолитов в результате химической и термической активации не происходит. 4.1 . Использование природных цеолитов для осушки трансформаторного масла Адсорбционная осушка трансформаторного масла на природных цеолитах осуществлялась в температурном интервале 20–60 °С при атмосферном давлении с использованием модельных смесей. Скорость подачи модельной смеси в адсорбер изменялась в широком диапазоне – от 1,5 см/мин. до 5 см/мин. Исследование адсорбционной осушки масла проводилось с использованием модельных систем, представляющих собой смесь трансформаторного масла с различными количествами воды. Концентрация воды в масле варьировалась в широких пределах – от 0,02% до 0,003%. Концентрацию влаги в масле определяли кальцигидридным методом, погрешность которого в области низких концентраций воды в масле не превышала 5% относительных [58]. Процесс адсорбции воды из масла исследовался в статических условиях в адсорбере диаметром 0,002 м при различной высоте загрузки цеолитом. В опытах использовали цеолиты с размером зерен 0,8–2 мм, 2–4 мм, 4–6 мм и 6–8 мм. Способность цеолита адсорбировать воду из масла оценивалась до проскоковой концентрации воды равной величине 0,002%. Данная концентрация влаги в масле соответствует пробивному напряжению в силовых трансформаторах, равному 55–60 кВ [59, 60]. На адсорбционную осушку трансформаторного масла большое влияние оказывают фракционный состав цеолита, скорость потока масла через адсорбер и концентрация влаги в масле. Поэтому влияние указанных факторов на процесс адсорбционной осушки масла было исследовано при изучении целесообразности использования природных цеолитов в энергетике для повышения качественных и эксплуатационных характеристик трансформаторного масла. Осушка масел природными цеолитами является весьма перспективной, поскольку без специального дорогостоящего оборудования 78 посредством однократного пропуска трансформаторного масла через адсорбер, заполненный природными цеолитами, можно получить высокую степень обезвоживания масла на электростанциях. Влияние фракционного состава цеолита на степень обезвоживания трансформаторного масла показано на рисунке 4.1. Начальная концентрация влаги в масле составляла 0,02%, температура адсорбции – 20 °С, скорость подачи масла – 3 см/мин., количество адсорбента – 150 г. Перечисленные параметры во всех опытах оставались неизменными. Для получения достоверных результатов в каждой точке было проведено по три параллельных опыта. Рис. 4.1. Зависимость осушки трансформаторного масла от фракционного состава цеолита Анализ данных, приведенных на рисунке 4.1, показывает, что фракционный состав цеолита оказывает большое влияние на осушку модельных смесей. Из рисунка 4.1 следует, что с увеличением размера зерен цеолита с 0,8–2 мм до 2–4 мм наблюдается увеличение степени извлечения влаги из масла в 2 раза. Повышение фракционного состава цеолита от 2–4 мм до 4–6 мм приводит к максимальной осушке модельной смеси. Трансформаторные масла после адсорбционной осушки на природном цеолите с размером зерен 4–6 мм содержит 0,001% масс. влаги. Дальнейшее увеличение фракционного состава приводит к снижению его активности по отношению к влаге, извлекаемой адсорбцией из масла. При повышении фракционного состава цеолита от 4–6 мм до 6–8 мм наблюдается снижение степени извлечения воды из масла в 1,08 раза. 79 Проведенные экспериментальные исследования показали, что фракция природного цеолита с размером зерен 4-6 мм является самой оптимальной, поскольку позволяет получить трансформаторное масло с минимальным содержанием влаги, составляющим 0,001% масс. Поэтому все последующие эксперименты, связанные с обезвоживанием трансформаторного масла, были проведены с использованием данной фракции цеолита. При исследовании обезвоживания трансформаторного масла большое значение имеет высота адсорбционного слоя в адсорбере. Поэтому было исследовано влияние высоты слоя адсорбента в адсорбционной колонке на степень извлечения влаги из трансформаторного масла. Влияние высоты слоя адсорбента на обезвоживание масла изучали с использованием модельных смесей с содержанием влаги 0,01% масс. при температуре 20 °С. Для получения достоверных результатов в каждой исследуемой точке было проведено по три параллельных опыта. Полученные экспериментальные данные приведены на рисунке 4.2. Рис. 4.2. Зависимость степени извлечения влаги из масла от количества цеолита Из рисунка 4.2 следует, что с увеличением слоя цеолита в адсорбционной колонке происходит повышение степени извлечения влаги из модельной смеси. Так, например, при высоте слоя цеолита в адсорбционной колонке, равной 10 мм, степень извлечения влаги из масла составляет 12,2% масс, то есть 87,8% масс. воды остается в трансформаторном масле после адсорбции на цеолите. Увеличение высоты слоя цеолита в колонке в 1,5; 2,4 и 6 раз приводит к росту степени обезвоживания масла соответственно в 1,9; 3,9 и 5,6 раза. При повышении 80 высоты слоя цеолита от 10 мм до 90, 100 и 110 мм степень извлечении влаги из модельной смеси увеличивается соответственно в 6,7; 7,1 и 7,7 раза. При высоте слоя цеолита в адсорбционной колонке равной 120 мм содержание влаги в модельной смеси составляет 0,001% масс. Дальнейшее увеличение высоты слоя адсорбента в колонке нецелесообразно, поскольку количество остаточной влаги в модельной смеси при высоте слоя 125 мм составляет 0,00098% масс., при 130 мм – 0,00096% масс. и при 170 мм – 0,00092% масс. Проведенные экспериментальные исследования показали, что оптимальная высота слоя в адсорбционной колонке – 120 мм. Поэтому все последующие эксперименты, связанные с осушкой трансформаторного масла адсорбцией на природном цеолите, проводили при высоте адсорбционного слоя, равной 120 мм. Следующая серия опытов была проведена с целью исследования влияния начального влагосодержания на степень снижения воды в масле в процессе адсорбции. Исследования проводили в адсорбере с использованием фракции цеолита размером зерен 4–6 мм, высотой слоя 120 мм, скоростью подачи масла 2,8 см/мин. и при температуре 20 °С. Для этой цели были приготовлены модельные смеси с различным содержанием воды в масле концентрация воды в масле варьировалась в широком интервале от 0,00005% до 0,00008%. Результаты исследования приведены на рисунке 4.3. Для получения достоверных результатов в каждой точке проведено по три параллельных опыта. Рис. 4.3. Зависимость степени снижения влаги в масле от начального влагосодержания 81 Из рисунка 4.3 следует, что увеличение начального влагосодержания –3 –3 модельной смеси от 0,35%·10 до 0,5%·10 способствует снижению степени адсорбции влаги цеолитом в 1,1 раза. Очевидно, что для повышения адсорбционного извлечения воды из трансформаторного масла с повышенным начальным влагосодержанием необходимо увеличить высоту адсорбционного слоя цеолита в адсорбере. Остаточное содержание влаги в масле при его начальном влагосодержании (0,05; 0,1; 0,15; 0,2; –3 0,25; 0,3; 0,35)·10 % составляет 0,00083; 0,00086; 0,00091; 0,00098 и 0,001 соответственно. Влияние объемной скорости подачи модельной смеси с содержанием влаги 0,01% масс. в адсорбционную колонку изучалось при температуре –1 20 °С в интервалах скоростей 0,047–0,70 мин . Для получения достоверных результатов для каждой исследуемой скорости было проведено по три параллельных опыта. Результаты полученных экспериментальных данных приведены на рисунке 4.4. Рис. 4.4. Зависимость степени извлечения влаги из модельных смесей от объемной скорости Из рисунка 4.4 следует, что с увеличением объемной скорости подачи модельной смеси на слой адсорбента сначала происходит возрастание степени обезвоживания смеси, а затем, с увеличением объемной скорости подачи модельной смеси в адсорбер, происходит резкое уменьшение извлечения влаги из последней цеолитом. –1 –1 Так, например, с увеличением скорости от 0,1 мин. до 0,3 мин. степень извлечения влаги из смеси возрастает в 4,7 раза, а при повышении 82 –1 –1 скорости подачи смеси от 0,3 мин. до 0,5 мин. степень обезвоживания влаги снижается в 8,7 раза. Проведенное исследование показало, что оптимальная объемная скорость подачи модельной смеси в адсорбер, при которой остаточная влажность ее составляет 0,001÷0,00092% масс., находится в узком –1 интервале скорости подачи смеси, 0,27–0,318 мин. . Следующая серия опытов была проведена для выявления влияния температуры на степень адсорбционного извлечения воды из модельной смеси. Полученные экспериментальные зависимости в виде кривых приведены на рисунке 4.5. Рисунок 4.5 показывает изменение содержания влаги в модельной смеси, прошедшей через цеолит, в зависимости от температуры. Рисунок 4.5. Влияние температуры на степень осушки масла 1 – температура 20 °С 2 – температура 30 °С 3 – температура 60 °С Из рисунка 4.5 следует, что с повышением температуры от 20 °С до 60 °С степень извлечения влаги цеолитом снижается. При температуре 20 °С процесс адсорбции влаги протекает до остаточной влажности смеси, равной 0,001% масс., при температуре 60 °С – 0,0015% масс. При температуре 20 °С наблюдается более полное использование слоя цеолита, чем при температурах 30 и 60 °С. Таким образом, для осушки трансформаторного масла при температуре 20 °С потребуется 0,71% цеолита от массы смеси, а при температуре 60 °С количество цеолита возрастает в 1,25 раза и составляет 0,89%. 83 Представляет интерес исследование влияния влагосодержания трансформаторного масла на влагоемкость природного цеолита. Для лабораторных исследований была использована модельная смесь «трансформаторное масло-вода». Количество воды варьировалась в широких пределах от 0,001 до 0,015% масс. В качестве адсорбера использовалась стеклянная колонка диаметром 20 мм. Высота слоя природного цеолита в колонке составляла 120 мм. Для получения достоверных результатов в каждой точке было проведено по три параллельных опыта. Температура адсорбции во всех опытах оставалась постоянной 20 °С. Экспериментальные данные в виде графических зависимостей приведены на рисунке 4.6. Рис. 4.6. Зависимость влагоемкости природного цеолита от влагосодержания осушаемой модельной смеси Из данных, проведенных на рисунке 4.6 следует, что максимальная влагоемкость природного цеолита составляет 13,5% масс. и достигается при влагосодержании осушаемой модельной смеси, равном 0,12% масс. Характер кривой (рисунок 4.6.) показывает, что влагоемкость цеолита изменяется с увеличением влажности масла. Следующая серия опытов была проведена с целью определения зависимости динамической влагоемкости природного цеолита от скорости подачи осушаемой модельной смеси «трансформаторное масло-вода». Содержание воды в масле составляет 0,01% масс. Эксперименты проводились в стеклянном адсорбере диаметром 20 мм при температуре 20 °С. Высота слоя адсорбента в колонке составляла 120 мм. 84 Линейная скорость подачи осушаемой модельной смеси изменялась от 1 см/мин. до 15 см/мин. С целью получения достоверных данных было проведено по три параллельных опыта. Результаты исследований приведены на рисунке 4.7. Рис. 4.7. Зависимость влагоемкости природного цеолита от линейной скорости подачи модельной смеси в адсорбер Из данных, приведенных на рисунке 4.7 следует, что с повышением линейной скорости подачи модельной смеси влагоемкость природного цеолита снижается. Самая высокая влагоемкость цеолита при линейной скорости подачи смеси 3 см/мин. составляет 13,5% масс. При линейных скоростях подачи смеси 6 см/мин., 9 см/мин., 12 см/мин. и 15 см/мин. влагоемкость цеолита снижается соответственно до 12,78; 11,25; 9,75 и 6,12% масс., то есть в 1,06; 1,2; 1,4 и 2,2 раза. Из полученных экспериментальных данных следует, что оптимальной линейной скоростью подачи модельной смеси является скорость, равная 3 см/мин. 4.2. Восстановление качественных параметров изоляционного масла трансформаторов при эксплуатации на электростанциях При монтаже и в процессе эксплуатации высоковольтных силовых трансформаторов средней мощности 30–60 МВ·А часто происходит увлажнение изоляционного масла, что является причиной ухудшения изоляционных параметров трансформатора по сравнению с заводскими трансформаторными данными и не соответствия последних нормам 85 испытания маслонаполненного электрооборудования. Как правило, при эксплуатации таких трансформаторов происходит ежегодное ухудшения их изоляционных характеристик. Восстановление изоляционных характеристик масла связано с длительным выводом силовых трансформаторов в капитальный ремонт и значительными материальными и энергетическими затратами. При капитальном ремонте производится индукционная осушка изоляции, а при незначительном увлажнении подсушку осуществляют подачей в обмотки выпрямленного тока в сочетании с внешней осушкой изоляционного масла центрифугами или адсорбентами. Продолжительность капитального ремонта связана с отключением силовых трансформаторов на 50–60 дней. Стоимость капитального ремонта трансформатора, включая материальные и энергетические затраты, составляет 10–12 тысяч долларов. В этой связи актуальной задачей является разработка методов восстановления и стабилизации изоляционных характеристик трансформаторов с минимальными затратами и сроками их вывода в ремонт. Для восстановления изоляционных характеристик масла в процессе эксплуатации трансформатора с его кратковременным выводом в ремонт разработан метод, предусматривающий использование адсорбционных свойств комбинированных адсорбентов. При осушке масла используются термосифонные фильтры, заполненные силикагелем марки КСК. Каждый автотрансформатор снабжен тремя термосифонными фильтрами. Для увеличения степени осушки трансформаторного масла предложена схема реконструкции термосифонного фильтра и его перезарядки, которая приведена на рисунке 4.8. С целью повышения степени осушки трансформаторного масла предложен комбинированный адсорбент, представляющий собой силикагель марки КСК и цеолит NaA, взятые в соотношении 4:1. При этом общее количество адсорбента в термосифонном фильтре оставалось постоянным. В термосифонный фильтр адсорбент следует засыпать слоями. Сначала в фильтр засыпается 75% цеолита NaA, а затем – 25% силикагеля КСК. цеолита NaA засыпается на перфорированную тарелку, которая может выдвигаться для его удаления из термосифонного фильтра после насыщения влагой масла. Насыщенный влагой цеолит направляют на регенерацию, которую производят при температуре 400 °С в течение 4 часов. После засыпки в фильтр цеолита сверху устанавливают перфорированную тарелку, отделяющую его от силикагеля КСК и засыпают необходимым количеством силикагеля КСК. Таким образом, 86 слой цеолита и силикагеля отделены друг от друга перфорированной тарелкой, что позволяет производить регенерацию адсорбентов раздельно, поскольку тарелки выдвижные. Регенерацию силикагеля КСК проводят прокаливанием при температуре 400 °С в течение 4 часов. 2 3 9 10 1 4 8 7 5 6 9 10 3 2 масло Рис. 4.8. Термосифонный фильтр 1 – корпус, 2 – патрубок для подачи масла, 3 – патрубок для отвода масла, 4, 5 – дверцы для выгрузки адсорбентов, 6 – перфорированная решетка, 7 – контейнер цеолита с перфорированным дном, 8 – контейнер силикагеля с перфорированным дном, 9 – меткаль, 10 – войлок Следует отметить, что для активации адсорбентов, используемых при осушке масла, их предварительно прокаливают при температуре 400 °С в течение 4 часов. Высушенные адсорбенты высыпают в термосифонный фильтр послойно. При этом в нижнем слое должен находится цеолит NaA. Такое расположение адсорбентов позволяет основное количество влаги 87 трансформаторного масла адсорбировать цеолитом, который является эффективным адсорбентом влаги, а окончательное обезвоживание трансформаторного масла производиться силикагелем. В этом случае осуществляется полное удаление влаги из масла, что увеличивает срок службы трансформаторного масла и улучшается его физико-химические показатели. Это позволяет снизить капитальные затраты на адсорбционное оборудование электростанции. Для предотвращения заноса частиц адсорбента в осушаемое масло в термосифонных фильтрах, установленных на автотрансформаторах электрических станций, предусмотрены тканевые прокладки, представляющие собой войлок или любой гладкий материал без ворса. В качестве гладкого материала предложена меткаль, которая хорошо поглощает влагу и дополнительно подвергает масло обезвоживанию. При такой конструкции термосифонного фильтра получается глубоко обезвоженное трансформаторное масло. Данный метод осушки трансформаторного масла в трансформаторах основан на том, что в процессе эксплуатации трансформаторов под воздействием токов нагрузки возникает температурный перепад, и влага, содержащаяся в твердой изоляции обмоток, переходит в трансформаторное масло, а затем под действием естественной циркуляции масло направляется в термосифонный фильтр, в котором влага адсорбируется комбинированным адсорбентом. В процессе работы трансформаторов при повышении токовой нагрузки одновременно происходит возрастание температурного перепада, что способствует интенсивному выделению влаги из твердой изоляции обмоток в масло. Под действием возникшего температурного перепада увеличивается скорость циркуляции трансформаторного масла, что значительно снижает сроки восстановления изоляционных характеристик трансформаторов. Для интенсификации процесса циркуляции трансформаторного масла можно установить циркуляционные насосы; в этом случае система осушки масла будет работать по схеме с принудительной циркуляцией, и сроки подсушки масла при номинальной нагрузке трансформатора сократятся в 3 раза. Предложенный метод осушки трансформаторного масла отличается простотой и может быть рекомендован во всех случаях при ухудшении параметров изоляции маслонаполненного электрооборудования электрических станций. При этом, изоляционные характеристики масла можно восстановить в процессе эксплуатации трансформаторов или с их кратковременным выводом в ремонт. 88 Проведенные исследования показали, что в качестве адсорбента воды из трансформаторного масла можно использовать природные цеолиты взамен дорогостоящего искусственного цеолита NaA. Возможность использования природного цеолита в термосифонных фильтрах основана на хорошем поглощении им воды из масла и низкой стоимости, что допускает его однократное использование без применения регенерации и в значительной степени упрощает технологическую схему осушки и регенерации трансформаторного масла. Процесс обезвоживания трансформаторного масла на комбинированном адсорбенте, представляющем собой смесь силикагеля КСК и синтетического цеолита NaA или смесь силикагеля КСК и природного цеолита при соотношении силикагель:цеолит, равном 4:1 показаны в таблице 4.2. При этом в адсорбционную колонку сначала засыпался цеолита NaA, а сверху помещался силикагель марки КСК. В качестве объекта исследования использовалось отработанное трансформаторное масло марки ГК на Казанской ТЭЦ-2 с содержанием 0,012% воды. Скорость подачи масла в адсорбционную колонку составляла 1,5 см/мин. Процесс адсорбционной очистки масла от воды проводился до появления «проскока». Причем за концентрацию «проскока» принимали содержание воды в осушенном масле 0,002%. Концентрация воды в масле определялась по ГОСТ 7822-75. Экспериментальные исследования проводились при температуре 40 °С. Полученные экспериментальные данные приведены в таблице 4.2. Таблица 4.2. Адсорбционная активность различных адсорбентов к воде трансформаторного масла Адсорбент Силикагель КСК Силикагель КСК+цеолит NaA Силикагель КСК+ природный цеолит Объем обезвоженного масла Продолжительность до условного «проскока» адсорбции до условного 0,002%, г. «проскока», ч 9470,0 6,3 13857,7 15,4 12362,3 11,3 Из данных, приведенных в таблице 4.2 следует, что комбинированные адсорбенты работают в 2,5 раза дольше, чем силикагель КСК при равных условиях адсорбции. При использовании комбинированных адсорбентов можно обезводить в 1,5 раза больше трансформаторного масла по сравнению с использованием только одного силикагеля 89 марки КСК. Данное обстоятельство указывает на целесообразность использования комбинированных адсорбентов при осушке масла для трансформаторного маслонаполненного оборудования. Схема подключения термосифонного фильтра приведена на рисунке 4.9. 2 1 Рис. 4.9. Схема подключения термосифонного фильтра к трансформатору 1 – трансформатор, 2 – термосифонный фильтр Термосифонные фильтры позволяют значительно увеличить срок службы трансформаторного масла, поэтому последние нашли широкое применение в энергосистемах. Эффективность работы термосифонных фильтров зависит от активности адсорбента, способного адсорбировать и удерживать на своей поверхности содержащуюся в масле воду и продукты его старения. Эффективность адсорбции зависит от размера пор адсорбента и величины сорбируемых молекул. Так, для восстановления трансформаторных масел, продукты старения которых представлены высокомолекулярными соединениями, целесообразно использовать высокопористые адсорбенты типа силикагеля марки КСК, а для осушки масла следует применять искусственные и природные цеолиты. Термосифонные фильтры устанавливают на трансформаторах большой мощности. Непрерывная осушка и регенерация масла в маломощных трансформаторах может происходить при использовании поглотительных патронов, заполненных адсорбентом. Поглотительный патрон состоит из двух цилиндров – нижнего, изготовленного из перфорированной стали толщиной 0,5–0,8 мм., и верхнего – из стали толщиной 1,2–1,5 мм. Патрон заполняется силикагелем КСК. Для повышения активности осушки трансформаторного масла предложено заполнять его комбинированным адсорбентом. 90 В специально изготовленное отверстие вставляют патрон так, чтобы нижний цилиндр находился внутри трансформатора и омывался маслом. Поглотительный патрон можно легко заменять без съема крышки трансформатора и спуска масла. Простота и низкая стоимость устройства обуславливает его применение в энергосистемах и сетях с большим количеством маломощных трансформаторов. Характеристика трансформаторного масла до и после подключения поглотительного патрона показана в таблице 4.3. Опыты были проведены на стендовой установке с использованием модельных смесей с различным кислотным числом. В качестве адсорбента использовали смесь силикагеля КСК и природного цеолита, взятых в соотношении 4:1. Природный цеолит был помещен в нижнем слое патрона. Таблица 4.3 Показатели качества трансформаторного масла до и после подключения поглотительных патронов До подключения Кислотное Реакция водной число, мг КОН/г вытяжки масла 0,18 Кислая 0,17 Кислая 0,16 Кислая 0,09 Нейтральная 0,08 Нейтральная Число суток после подключения 50 50 50 50 50 После подключения Кислотное Реакция водной число, мг КОН/г вытяжки масла 0,1 Нейтральная 0,1 Нейтральная 0,09 Нейтральная 0,05 Нейтральная 0,04 Нейтральная Данные, приведенные в таблице 4.3 свидетельствуют о высокой активности комбинированного адсорбента, что позволяет рекомендовать его для осушки и очистки трансформаторного масла на тепловых электрических станциях. Термосифонные фильтры и патроны используются для удаления продуктов окислительного превращения углеводородов трансформаторного масла в работающем трансформаторе. Принцип действия вышеуказанных устройств основан на адсорбировании продуктов старения масла поверхностно-активными соединениями адсорбента. Молекулы адсорбента притягивают на свою поверхность соответствующие продукты старения масла. В процессе адсорбции масла поверхность адсорбента покрывается слоем продуктов окислительного превращения углеводородов, входящих в объем масла. Отличительной особенностью процесса адсорбции является то, что на поверхности адсорбента не происходит химической реакции, поэтому все адсорбируемые молекулы сохраняют индивидуальность. 91 Адсорбенты, широко используемые в промышленности и энергетике, подразделяются на два типа: – крупнопористые с размером пор 7-8 А0; – мелкопористые с размером пор 4-6 А0. Крупнопористые адсорбенты, например, силикагели, поглощают продукты окисления углеводородов масла, имеющих большие размеры молекул, но не затрагивают молекулы углеводородов масла, характеризующиеся меньшим размером молекул. Мелкопористые адсорбенты, например, природные и синтетические цеолиты, характеризующиеся небольшим размером пор, легко адсорбируют низкомолекулярные продукты окисления углеводородов масла (воду и газообразные продукты). При этом углеводороды масла, имеющие большие размеры, не проходят через поры этих адсорбентов. Таким образом, использование комбинированных адсорбентов позволяет одновременно производить осушку и регенерацию трансформаторного масла, что увеличивает эффективность процесса его адсорбционной очистки. Степень очистки трансформаторного масла от продуктов окисления его углеводородов зависит от пористости структуры адсорбента, размера пор, которые должны быть соизмеримы с продуктами окисления углеводородов масла и скоростью потока адсорбента. В процессе эксплуатации адсорбентов скорость адсорбции продуктов окисления углеводородов масла снижается, а при достижении процесса равновесия осушка и регенерация масла прекращается, и адсорбент следует заменять новым или подвергнуть его регенерации. Регенерация адсорбента требует больших энергозатрат и в целом определяет экономичность осушки и регенерации трансформаторного масла адсорбционным способом. Эффективность работы адсорбентов определяется скоростью удаления высокомолекулярных продуктов окисления крупнопористыми адсорбентами. Вместе с тем, с уменьшением влажности масла адсорбируется большее количество высокомолекулярных соединений. Поэтому с целью повышения интенсивности осушки и регенерации масла фильтры и адсорберы следует заполнять следующим образом. Масло в первую очередь проходит мелкодисперсный адсорбент, который его осушает, а затем отправляется в крупнодисперсный слой адсорбента. Количество мелкодисперсного адсорбента определяется величиной потока масла в аппарате и не превышает 0,8–1,25% массы очищаемого трансформаторного масла. 92 Вода в масле образуется в результате его старения и твердой изоляции, а также в результате поглощения воды из воздуха в результате соприкосновения масла с воздухом, например, для трансформаторов со «свободным» дыханием. Основная масса воды находится в твердой целлюлозной изоляции. При изменении режима работы трансформатора, например, при понижении температуры, вода из жидкой изоляции (масла) переходит в твердую и, наоборот, – с повышением температуры вода поступает в жидкую изоляцию. Электрическая прочность, которая характеризуется пробивным напряжением в стандартном разряднике, снижается по мере увеличения влажности трансформаторного масла. Поэтому электрическая прочность является диагностическим признаком эксплуатации масла в трансформаторах. Изменение температуры масла сопровождается переходом избыточного количества воды, содержащегося в масле, в эмульсионное состояние, вызывая снижение пробивного напряжения. При этом следует отметить, что осушить трансформаторное масло значительно проще, чем осуществлять осушку твердой целлюлозной изоляции. В технике широко распространен вакуумный метод осушки масла. Сущность вакуумной осушки заключается в следующем. При вакуумной осушке вода легко удаляется из масла и происходит нарушение равновесия в системе «масло-твердая изоляция», в результате которого вода из твердой изоляции начинает переходить в масло. Результатом является быстрое осушение поверхностных слоев твердой изоляции (целлюлозы). Скорость осушки внутренних поверхностей целлюлозы значительно ниже наружных поверхностей внешних слоев твердой изоляции. Поэтому процесс осушки замедляется и оценивается десятками и сотнями часов [77, 79]. Вместе с тем, использование интенсивных методов осушки масла в процессе эксплуатации маслонаполненного электрооборудования, требующих больших экономических и энергетических затрат, нецелесообразно. В этой связи целесообразно производить осушку трансформаторного масла с использованием простого и дешевого оборудования, требующего незначительных энергозатрат. Указанное оборудование должно устанавливаться непосредственно на трансформаторах для осуществления непрерывной осушки масла. В теплоэнергетике для осушки трансформаторного масла используется метод центрифугирования [79]. Указанный метод не позволяет осуществлять глубокую осушку масла, которая необходима при монтаже высоковольтного маслонаполненного электрооборудования. Наиболее простым способом осушки трансформаторного масла, не требующим дорогостоящего оборудования, больших экономических и энергетических затрат, является метод адсорбции. 93 Экономичность процесса адсорбции определяется режимом обратного процесса адсорбции – десорбции, поскольку наибольшая часть энергозатрат приходится на регенерацию адсорбента. При осуществлении десорбции адсорбционная активность адсорбента восстанавливается полностью или частично в зависимости от режима процесса десорбции. Адсорбционный метод извлечения воды из трансформаторного масла связан с использованием мелкопористых синтетических цеолитов или дешевых природных цеолитов. Способ адсорбционной очистки позволяет получать масла с минимальным содержанием воды (0,001% масс.). Адсорбционная осушка трансформаторного масла осуществляется в соответствии с технологической схемой, представленной на рисунке 4.10. Установка непрерывной осушки трансформаторного масла работает следующим образом. Масло, находящееся в трансформаторе при рабочей температуре от 60 до 80 °С, поступает в охладитель 2, в котором его температура снижается до 20–25 °С. При повышенных рабочих температурах трансформатора количество воды, растворенной в масле, растет за счет ее поступления из твердой изоляции по сравнению с температурой 20–25 °С. В результате быстрого охлаждения масла, поступившего из трансформатора 1 в охладитель 2, вода за счет снижения растворимости в масле переходит из растворенного состояния в эмульгированное, образуя микроскопические капли. 7 1 3 2 4 6 5 8 Рисунок 4.10. Схема адсорбционной осушки трансформаторного масла в работающем трансформаторе 1 – трансформатор, 2 – охладитель масла, 3 – адсорбер, 4, 5, 6, 7 – краны, 8 – насос Затем масло поступает в адсорбер 3, заполненный снизу природным цеолитом, а сверху силикагелем КСК. Цеолит и силикагель между собой разделены перфорированной тарелкой, что позволяет из адсорбера раздельно удалять и направлять на регенерацию цеолит и силикагель. 94 Для осуществления непрерывной очистки и осушки масла в схеме следует параллельно установить два адсорбера. Технологическая схема адсорбционной осушки трансформаторного масла позволяет осушить масло с одновременной очисткой его от продуктов окисления углеводородов, образовавшихся в процессе эксплуатации масла в маслонаполненном электрическом оборудовании на энергетических объектах. Очищенное и осушенное масло в адсорбере 3 поступает обратно в трансформатор 1. Достоинства установки заключаются в следующем: – простота осуществления технологического процесса оборудования; – удаление воды и продуктов окисления углеводородов непосредственно из масла; – не используются дополнительные реагенты и среды; – низкие энергозатраты; – низкая стоимость и простота применяемого оборудования; – непрерывная регенерация мала без останова трансформатора. К недостаткам установки следует отнести затрату тепловой энергии на регенерацию адсорбентов. Причем природный цеолит без регенерации можно отправлять на завод стройматериалов для производства керамзита, поскольку масло, оставшееся в природном цеолите, выгорая, создает большую порозность керамзита, то есть можно разработать рациональную комплексную технологическую схему регенерации масла и производства керамзита. 95 ГЛАВА V. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОЦЕССА ОБЕЗВОЖИВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА ПРИРОДНЫМИ ЦЕОЛИТАМИ Математические методы планирования эксперимента относятся к новому кибернетическому подходу к инженерным исследованиям экспериментального характера. Математические методы планирования эксперимента позволяют проводить экспериментальные исследования по научно-обследованной программе с объективной оценкой результатов эксперимента на всех этапах исследования. Основной задачей исследования является оптимизация, заключающаяся в нахождении совокупности варьируемых факторов, при которых выбранная целевая функция принимает экстремальное значение и решается оптимальным образом. При этом осуществляется минимальное количество опытов, которое позволяет произвести на каждом этапе надежную статическую интерпретацию полученных экспериментальных данных. В результате проведения направленного эксперимента получают математическую модель процесса, которая включает факторы, наиболее влияющие на его протекание. Полученная математическая модель может быть использована для управления технологическим процессом и нахождения необходимых режимов его проведения. Математическая модель позволяет скорректировать и уточнить представления о процессе. Планирование эксперимента в теоретическом отношении базируется на методах математической статистики и теории вероятности. Кроме того, при проведении планирования эксперимента широко используется вычислительная техника, которая применяется при обработке экспериментальных данных и для сравнительного анализа и синтеза экспериментальных планов методами цифрового моделирования. 5.1. Исследование процесса адсорбции влаги из масла методом полного факторного эксперимента Статические методы планирования эксперимента используются для математического описания статики сложных технологических процессов с целью получения уравнения связи выходного показателя процесса y и входных независимых факторов x1, x2 … xn. При этом математическое описание процесса может быть представлено в виде полинома – отрезка ряда Тейлора. 96 y f(x1 , x2 ..., xn ) b0 где n n n bi xi bi, j xi x j bii xi2 ..., j 1 J, j (5.1) i 1 f 2 f 2 f bi x 0 ; bу x 0 ; bu x 0. xi xi x f xi2 Или запишем уравнение регрессии yˆ M ( y ) f ( x ) , (5.2) где x ( x1 , x 2 , x3 ...x n ) – точка факторного пространства. В результате планирования эксперимента по результатам опытов определяется уравнение регрессии в форме некоторого полинома. Запишем точки факторного пространства, в которых проводится эксперимент в следующем виде: xд (д 1,...z ) В этом случае необходимо определить коэффициенты регрессии по результатам экспериментов в N точках факторного пространства. Для этого необходимо выполнить следующие предпосылки: 1. Результаты наблюдений , выходные величины в Z точках факторного пространства и являются независимыми величинами. 2. Дисперсия 2 yд (д 1, 2...z ) равны друг другу, то есть дисперсия 2 y д не зависит от математического ожидания M ( yд ) . 3. Независимые переменные x1. x2…xn измеряются с пренебрежительно малой ошибкой при определении величины y. Таким образом, осуществляется выбор экспериментальной области факторного пространства, который связан с анализом априорной информации, выбор основного уровня на основании анализа априорной информации и определение интервалов варьирования. Для факторов с непрерывной областью варьирования: ~ xi ~ x j0 , xj Jj где x j – кодированное значение фактора, ~ xi – натуральное значение фактора, ~ x j 0 – натуральное значение основного уровня, J j – интервал варьирования, j – номер фактора. 97 Для качественных факторов, имеющих два уровня, один уровень обозначается +1, а другой (-1), причем порядок уровней значения не имеет. Процесс адсорбции влаги из трансформаторного масла определяется следующими независимыми переменными: ~ x1 – температура, °С, –1 ~ x – объемная скорость, мин , ~ x – объем загруженного в адсорбционную 2 3 3 колонку природного цеолита, см . В таблице 5.1. представлены значения трех факторов, определяющих процесс адсорбционного обезвоживания масла, основной уровень и интервалы варьирования. План эксперимента приведен в таблице 5.2. Таблица 5.1. Значения факторов основного уровня и интервала варьирования Уровни и интервал варьирования ~ x1 ~ x2 ~ x3 Верхний уровень Основной уровень Интервал варьирования Нижний уровень 40 30 10 20 0,4 0,3 0,1 0,2 3,4 2,4 1,0 1,4 На выбор интервалов варьирования накладываются естественные ограничения сверху и снизу. Интервал варьирования не может быть меньше той ошибки, с которой экспериментально фиксируется уровень фактора. В противном случае верхний и нижний уровень окажутся неразличимыми. Вместе с тем, интервал варьирования не может быть настолько большим, чтобы верхний и нижний уровень оказались за пределами области определения [80–84]. Первый этап планирования эксперимента для получения линейной модели основан на варьировании факторов на двух уровнях. Для процесса адсорбционного обезвоживания трансформаторного масла природными цеолитами известно число переменных факторов, тогда число опытов составит z 2k , где z – число опытов, k = 3, тогда z = 8. В качестве параметра оптимизации (y) выбрана влагоемкость цеолита в процессе обезвоживания трансформаторного масла в % масс. Для лабораторных исследований была приготовлена модельная смесь «трансформаторное масло:вода» с содержанием 0,02% масс. воды. 98 Допустимое количество воды в осушенном трансформаторном масле не должно превышать 0,001% масс. Такое содержание влаги в масле допустимо при использовании последнего в качестве изолирующего и охлаждающего агента в высоковольтных силовых трансформаторах электрических станций и подстанций. Для математического описания процесса осушки трансформаторного масла природным цеолитом было использовано уравнение регрессии в виде полинома второй степени: y a0 a1 x1 a2 x2 a3 x3 a11 x12 a22 x22 a33 x32 a12 x1 x2 (5.4) a13 x1 x3 a23 x2 x3 . Полный факторный эксперимент позволяет определить численные значения коэффициентов а0, а1, а2 и т.д. [80–84]. N xдi yд aˆi д 1 (i 0, 1...,n ). z (5.5) После определения коэффициентов уравнения регрессии (5.4) необходимо проверить гипотезу о значимости коэффициентов . Проверка гипотезы проводится с помощью t критерия Стьюдента, который при проверке нуль-гипотезы формируется как ti aˆ i , S 2 aˆ i (5.6) где S 2 aˆ i – дисперсия ошибки определения коэффициента âi при полном факторном планировании эксперимента i равна S 2 ( y) 2 ˆ S ai , zm где m – число точек факторного пространства. Если найденная величина параметра t превышает tкр, определенное по таблице в источнике [85], то sign (ti – tкр) = +1. при заданном уровне значимости qзн %, равном 0,5; тогда гипотеза отвергается и коэффициент ai признается значимым. (5.7) 99 При sign (ti – tкр) = –1, нуль-гипотеза принимается и коэффициент ai статистически незначимым, то есть равным нулю. Проверка гипотезы об адекватности производится с использованием F – критерия Фишера. Критерий Фишера формируется как отношение F 2 S ад S2 . (5.8) Если вычисленные значения критерия меньше табличного значения [84] Fкр, найденного при заданном уровне значимости р, то нуль-гипотеза принимается. В противном случае гипотеза отвергается, и описание признается неадекватным объекту. По величине отклика y были вычислены коэффициенты уравнения регрессии [64]: а0 = 8,754; а1 = –0,98; а2 = –2,756; а3 = 0,848, а12 = –0,24; а13 = –0,968; а23 = 0,763; а11 = –0,056; а22 = –0,045; а33 = 0,278. Проверка коэффициентов уравнения регрессии на значимость по критерию Стьюдента производится, когда значение tз должно быть больше табличного значения tтабл, найденного по таблицам для заданного уровня значимости p = 0,05 при достоверности 0,95% и степени свободы f = z – 1 = 2. Величина среднеквадратичного отклонения воспроизведения была определена по формуле Sj 2 S восп z . (5.9) Дисперсию воспроизводимости опытов определяли по следующей формуле: m n ( y y1 ) 2 S восп i 1 j z (n 1) 3,978 10 4 , (5.10) где n – количество параллельных опытов, равное трем. В этом случае среднеквадратичное отклонение воспроизведения –2 составит 0,4956·10 . 100 Табличное значение tкр при f = 2 и p = 0,05 равно 2,567 [84]. Сравнение значения критерия Стьюдента для соответствующего коэффициента регрессии с табличными значениями tкр показывает, что все значения коэффициентов регрессии значимы. Уравнение регрессии, устанавливающее соответствие между влагоемкостью природного цеолита y и факторами, определяющими обезвоживание трансформаторного масла, имеет вид y 8,754 0,98 x1 2,756 x2 0,848 x3 0,24 x1 x2 0,968 x1 x3 0,763x2 x3 0,056 x12 0,045 x22 0,278 x32 . ( 5.11) С помощью полученного уравнения регрессии была определена зависимость влагоемкости природного цеолита от каждого фактора при сохранении остальных постоянными на основном уровне. Проведенные расчеты показали, что изменение фактора , то есть температуры процесса адсорбции воды из трансформаторного масла приводит к снижению влагоемкости адсорбента. Полученные результаты приведены на рисунке 5.1. Из данных, приведенных на рисунке 5.1 следует, что с увеличением температуры влагоемкость природного цеолита снижается. Так, например, при 20 °С влагоемкость цеолита составляет 13,5% масс., а с повышением температуры до 25, 30, 35 и 40 °С влагоемкость соответственно снижается до 13,35; 12,85; 12,23 и 10,78% масс. Полученные результаты указывают, что оптимальная температура адсорбции влаги из масла составляет 20 °С. Влияние объемной скорости подачи трансформаторного масла (фактора x2) в адсорбер на влагоемкость цеолита показано на рисунке 5.2. Из рисунка 5.2. следует, что повышение объемной скорости подачи трансформаторного масла в адсорбер способствует снижению влагоемкости природного цеолита. Так, возрастание скорости подачи –1 –1 масла в адсорбер от 0,1 мин до 0,4 мин приводит к уменьшению влагоемкости адсорбера в 4,25 раза. Увеличение объемной скорости подачи масла в адсорбер в 2 и 3 раза способствует снижению влагоемкости природного цеолита соответственно в 1,11 и 1,4 раза. Оптимальная –1 объемная скорость подачи трансформаторного масла в адсорбер 0,1 мин . Таблица 5.2 План эксперимента Планирование Матрица планирования x2 x3 x12 x22 x32 x1x2 x1x3 x2 x3 + + – – + – + – –1,682 +1,682 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 + + – – – + – + 0 0 –1,682 +1,682 0 0 0 0 0 0 0 0 + – + – – + + 0 0 0 0 –1,682 +1,682 0 0 0 0 0 0 + + + + + + + + 2,828 2,828 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 + + + + + + + + 0 0 2,828 2,828 0 0 0 0 0 0 0 0 + + + + + + + + 0 0 0 0 2,828 2,828 0 0 0 0 0 0 + + + + – – – – 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 + + – – + + – 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 + + – + – – + 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,60 2,38 8,05 13,6 11,3 5,1 9,5 9,2 7,01 10,9 7,0 11,2 10,8 11,950 11,5 11,2 10,9 10,4 11,8 11,4 3,52 2,41 7,8 13,9 10,8 4,9 9,95 9,6 6,9 10,7 7,2 10,8 11,7 14,5 10,8 11,5 11,1 9,9 11,6 11,3 3,56 2,395 7,925 13,75 11,05 5,0 9,725 9,4 6,455 10,8 7,1 11,0 11,25 14,725 11,15 11,35 11,0 10,19 11,7 11,35 Расч. знач. Относит. ошибка, % yр 3,598 2,312 8,134 13,480 11,830 4,818 10,264 9,974 6,846 10,21 7,346 10,658 11,946 15,31 10,38 11,0 10,6 10,8 11,2 10,9 1,07 3,5 2,6 2,0 7,0 3,8 5,6 6,1 6,0 6,0 3,5 3,2 6,2 4,0 7,4 3,2 3,8 6,4 4,5 4,1 101 x1 Экспериментальные значения yср y1 y2 102 Рис. 5.1. Зависимость влагоемкости природного цеолита от температуры Рис. 5.2. Зависимость влагоемкости природного цеолита от объемной скорости подачи трансформаторного масла в адсорбер Влияние объема загруженного природного цеолита в адсорбер на его влагоемкость представлено на рисунке 5.3. 103 Рис. 5.3. Влияние объема природного цеолита на влагоемкость адсорбента Из рисунка 5.3 следует, что с увеличением объема природного цеолита его влагоемкость возрастает. При объеме природного цеолита в адсорбере равном 1 см.3 влагоемкость адсорбера составляет 6,12% масс., 3 а при увеличении объема цеолита в адсорбере до 2, 3 и 3,4 см. влагоемкость возрастает соответственно в 1,8; 22,1 и 2,2 раза. Полученные расчетные данные показали, что факторы оказывают существенное влияние на влагоемкость адсорбента. Варьируя значениями этих факторов, можно получить максимальную влагоемкость адсорбента. Проверка на адекватность по критерию Фишера показывает, что уравнение регрессии (5.11) адекватно описывает зависимость влагоемкости природного цеолита от температуры процесса, объемной скорости подачи трансформаторного масла в адсорбер и от объема цеолита в адсорбционной колонке. Уравнение регрессии (5.11) в абсолютных единицах учитываемых факторов, влияющих на величину влагоемкости адсорбента, имеет следующий вид: y 8,754 0,098(T 30) 27,56(W 0,3) 0,848( H 2,4) 0,24(T 30)(W 0,3) 0,0968(T 30)( H 2,4) 7,63(W 0,3)( H 2,4) 5,6 10 4 (T 30) 2 4,5(W 0,3) 2 0,278( H 2,4) 2 . (5.12) 104 В уравнении (5.12) приняты следующие обозначения: Т – температура процесса адсорбционного извлечения влаги из трансформаторного масла, W – объемная скорость подачи масла в адсорбер, H – объем природного цеолита в адсорбере. Применение планирования эксперимента в сочетании с наличием априорных сведений о процессе обезвоживания трансформаторного масла цеолитами позволило однократным движением по градиенту достигнуть почти стационарной области. Для описания области оптимума использовано центральное композиционное ротатабельное униформ-планирование эксперимента [80, 81], позволившее получить математическое описание процесса адсорбции воды из масла в зависимости от ряда факторов, влияющих на степень его обезвоживания. Для исследования уравнения регрессии (5.11) была построена его каноническая форма: y 4 0,83x12 0,44 x22 0,32 x32 (5.13) Следовательно, получена поверхность типа «возрастающего возвышения», которая была исследована в направлении градиента. Максимальное значение влагопоглощения природного цеолита приведено в таблице 5.3. Таблица 5.3. Оптимальные условия обезвоживания масла Натуральные значения факторов x1, °C x2, мин– 22 0,34 1 3 x3, см 3,2 Значение y, Значение y, Относит. ошибка, определенное рассчитанное %. экспериментально по критериальному уравнению(5.11) 13,3 13,65 2,63 Анализ поверхности в направлении градиента показал, что максимальное влагопоглощение природного цеолита достигается при объемной скорости подачи трансформаторного масла в адсорбционную колонку –1 0,34 мин. , что является экономически выгодным и приемлемым для электрических станций. При этом для получения масла с содержанием 0,001% масс. влаги необходимо затратить 0,53% цеолита от массы осушаемого масла, что указывает на экономическую целесообразность использования природных цеолитов для осушки трансформаторного масла, применяемого в качестве изоляционного и охлаждающего агента в высоковольтных силовых трансформаторах. 105 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В качестве жидкой изоляции в маслонаполненном электрооборудовании широкое применение нашли нефтяные трансформаторные масла, используемые в качестве изоляции высоковольтных вводов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, силовых трансформаторов и трансформаторов высокого класса напряжения. Нефтяное трансформаторное масло отличается высокой теплоемкостью и низкой вязкостью, что позволяет использовать его в качестве теплоносителя, поскольку при конвективном теплообмене, характерным для современных трансформаторов, теплоотвод осуществляется интенсивнее. Кроме того, низкая вязкость масла способствует смачиванию твердой изоляции при глубокой пропитке волокнистых тканей, обеспечивая ее высокую электрическую прочность. Трансформаторное масло в процессе эксплуатации подвергается воздействую электрического поля высокой напряженности, повышенных температур, различных металлов, из которых изготовлен трансформатор, что способствует его старению. Результатом старения масла является появление воды, которая оказывает каталитическое воздействие на скорость старения масла, способствующего возникновению дефектов трансформаторов, приводящих к авариям. Вода в масле может находиться в молекулярнорастворенном и эмульгированном состоянии. При содержании воды в масле более 200 г/т (0,02%) последняя начинает собираться на дне в виде отстоя, что свидетельствует о значительном ухудшении диэлектрических свойств масла. В этой связи для обеспечения высоких характеристик масла необходимо было изучить влияние некоторых факторов на скорость образования воды в процессе эксплуатации маслонаполненных электрических аппаратов. В ходе проведения эксперимента изучено влияние структурногруппового состава углеводородов и сернистых соединений масла на растворимость воды в последнем. Для исследований были использованы модельные смеси «трансформаторное масло : вода», в которых концентрация воды изменялась в широких пределах. С помощью этих смесей было доказано, что с повышением концентрации ароматических углеводородов и сернистых соединений с большим числом ароматических радикалов в масле, растворимость воды в последнем увеличивается. 106 Экспериментально доказано, что с ростом концентрации воды в масле его свойства, как диэлектрика снижаются. Для уменьшения концентрации воды в масле был использован метод адсорбции. В качестве адсорбентов применялся силикагель КСК, синтетические и природные цеолиты. Установлено, что природные цеолиты обладают высокой динамической активностью, что позволило рекомендовать их для осушки трансформаторного масла. В монографии также показано, что для осушки трансформаторного масла эффективно использовать комбинированные адсорбенты. Например, смесь силикагеля КСК с природным или синтетическим цеолитом одновременно позволяет осушить и очистить масло от продуктов окислительного превращения углеводородов, входящих в его состав. С использованием метода планирования эксперимента получены количественные зависимости природного цеолита от температуры процесса адсорбции, объемной скорости подачи масла в адсорбер и объема цеолита в адсорбере. Получены уравнения регрессии процесса адсорбции воды из масла природным цеолитом. В результате оптимизации уравнения регрессии определена максимальная влагоемкость природного цеолита и оптимальные условия обезвоживания трансформаторного масла методом адсорбционной осушки. Предложена рациональная технологическая схема процесса осушки масла на энергетических объектах, включающая использование комбинированных адсорбентов. Таким образом, проведенные исследования показали, что влага, присутствующая в трансформаторном масле, ухудшает его диэлектрические и эксплуатационные характеристики, что снижает срок службы масла в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании. Для увеличения срока службы трансформаторного оборудования высших классов напряжения влажность трансформаторного масла, заливаемого в оборудование не должна превышать 0,01% масс. (10 г. на 1 т. масла). Разработанная современная адсорбционная схема осушки влажных масел позволит увеличить срок их службы как диэлектрика и продлить срок эксплуатации маслонаполненного электрооборудования на энергетических объектах. 107 ЛИТЕРАТУРА 1. Глаголева О.Ф. Технология переработки нефти: учеб. пособие в 2 т. Т. 1 Первичная переработка нефти / О.Ф.Глаголева, В.М. Капустина. – М: Химия, Колосс, 2006. – 400 с. 2. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. – М.: Энергоиздат,1983. – 296 с. 3. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств // Нефтегазовое дело. – 2005. (http://www.ogbus.ru) 4. Черножуков Н.И. Химия минеральных масел / Н.И. Черножуков, С.Э. Крейн, Б.В. Лосиков. – М.: Гостоптехиздат,1959. – С. 70–98 5. Тутубалина В.П. Поглощение воздуха трансформаторным маслом / В.П. Тутубалина, Р.Р. Вилданов. – Казань: КГЭУ, 2013. – 115 с. 6. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей / АК. Мановян. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с. 7. Кузнецов А.В. Топлива и смазочные материалы / А.В. Кузнецов. – М.: КолосС, 2005. – 199 с. 8. Капустин В.М. Технология переработки нефти: в 2 т. Т. 2. Деструктивные процессы / В.М. Капустин, А.А. Гуреев. – М.: КолосС, 2008. – 334 с. 9. Зарифянова М.З. Химия и технология вторичных процессов переработки нефти / М.З. Зарифянова, Т.Л. Пучкова, А.В. Шарифуллин. – Казань: КНИТУ, 2015. – 155 с. 10. Хабибуллина Л.Р. Сравнительный анализ химического состава и физико-химических показателей трансформаторных масел / Л.Р. Хабибуллина, А.В. Коваль, В.П. Тутубалина // Проблемы энергетики. – 2002. – № 11–12. – С. 15–21. 11. Харлампиди Х.Э. Влияние углеводородного состава и сернистых соединений на эксплуатационные свойства трансформаторного масла / Х.Э. Харлампиди, Л.Р. Гайнуллина, В.П. Тутубалина // Вестник технологического университета. – 2016. Т. 19. № 6. – С. 5–7. 12. Pretsch, Ernoe: Structure determination of organic compounds: tables of spectral data / E. Pretsch, P. Buhlmann, C. Affolter. Berlin, Heidelberg, New York, Barcelona, Hong Kong, London, Milan, Paris, Singapoore. – Tokyo: Springer, 2000. 13. Липштейн Р.А. Шведские трансформаторные масла фирмы «Nynas» марок Nitroll 10X / Р.А. Липштейн, Т.В. Глазунова, Е.Е. Довгополый // Электрические станции. – 1998. – № 1. – С. 61–64. 108 14. Rose M.F. Electrical insulation and the space environment/ M.F. Rose // YEEE Trans. Elec Ynsul. – 1987. – Vol. 22, №5. – P. 555–571. 15. Тутубалина В.П. Сернокислолтная очистка трансформаторного масла / Тутубалина В.П., Гайнуллина Л.Р., Вилданов Р.Р. – Казань: Казан. гос.энерг.ун-т, 2011. – 95 с. 16. Aubir Y. Transformer Specitication. Minuter of the Conference «Life Cycle Management of Power Transformer». – Toronto. 2001. – P. 41–43. 17. Хиппель А.Р. Диэлектрики и их применение / А.Р. Хиппель. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959. – 336 с. 18. Голоданов Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов / Ю.М. Голоданов. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 88 с. 19. Бурьянов Б.П. Трансформаторное масло/ Б.П. Бурьянов. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1985. – 140 с. 20. Александровская М.М. Жидкие диэлектрики / М.М. Александровская. – М.: МАИ, 1971. – 52 с. 21. Krins V. Comparison between the breakdown and flashover strength of ester liquid and transformer oil. / V. Krins, H. Borsi, E. Cocksrbach. – Paris: 1999. – P. 126-127. 22. Bristol E.M. Electrical Insulation in oil-oil. / E.M. Bristol – Paris: 2001. – P. 162-164. 23. Massey L.G. The Deterioration of Transformer oil/ L.G. Massey // I of the Just of petroleum. – 1952. – Vol. 38. – P. 164-171. 24. Сви П.М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения / П.М. Сви. – Йошкар-Ола: МКИ. 1994. – 196 с. 25. Тареев Б.М. Физика диэлектрических материалов / Б.М. Тареев. – М.: Энергия. – 1977. – 288 с. 26. Хабибуллина Л.Р. Анализ методом газовой хроматографии газосодержания трансформаторного масла. / Л.Р. Хабибуллина, А.В. Коваль, В.П. Тутубалина // Проблемы энергетики. – 2002. – № 11–12. – С. 100–103. 27. Бешков Н.С. Трансформаторное масло / Н.С. Бешков // София. – 1986. – 210 с. 28. Ванин Б.В. Анализ газовыделения в масле трансформаторов, вводимых в работу из резерва при низких температурах / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, Ю.М. Сапожников, А.К. Петрунько // Электрические станции. – 1993. – № 2. – С. 48–51. 29. Вилданов Р.Р. Исследование углеводородного состава трансформаторного масла и его влияние на эксплуатационные свойства / Р.Р. Вилданов, В.П. Тутубалина // Техника и технология. – 2006. – № 1. – С. 32–35. 109 30. Гайнуллина Л.Р. Влияние некоторых факторов на эксплуатационные свойства трансформаторного масла / Л.Р. Гайнуллина, Р.Р. Вилданов, В.П. Тутубалина // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. – 2005. – № 1–2. – С. 82–87. 31. Ванин Б.В. Испытание свойств трансформаторного масла Т-750 в высоковольтных герметичных вводах в процессе эксплуатации / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, Н.А. Писарев // Электрические станции. – 1995. – № 3. – С. 67–71. 32. Липштейн Р.А. Влияние температуры на срок службы и направление реакции окисления трансформаторных масел / Р.А. Липштейн, С.С. Кузнецова, Н.А. Карпухина // Электрические станции. – 2007. – № 1. –С. 72–75. 33. Kalichevsky E. Petroleum Refining with chemicals/ E. Kalichevsky, K. Robe. – Amsterdam, 2002. – 278 p. 34. Pieche A. Alkylreroxyde and Ozonide / A. Pieche. – Dresden, 2009. – 301 p. 35. Черножуков Н.И. Окисляемость минеральных масел / Н.И. Черножуков, С.Э. Крейн. – М.: Гостоптехиздат. – 1959. – 370 с. 36. Пястолов А.А. Оценка электроизоляционных показателей трансформаторного масла / А.А. Пястолов, Г.А. Митрофанов // Сибирский вестник. – 1986. – № 3. – С. 101–104. 37. Джуварлы Ч.М. Электроизоляционные масла / Ч.М. Джуварлы, К.И. Иванов, М.В. Курилин. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 273 с. 38. Veverka A. Tecnika vysokych napery / A.Veverka. – Praha: SNTL. – 1978. – 296 s. 39. Морозов Т.А. Экспериментальное исследование влияния объема масла на электрическую прочность изоляции трансформаторов / Т.А. Морозов, В.И. Антипов // Электротехника. – 1986. – № 3. – С. 41–43. 40. Ушаков В.Я. Изоляция установок высокого напряжения / В.Я. Ушаков. – М.: Энергоатомиздат, 1994. – 496 с. 41. Кучинский Г.С. Изоляция установок высокого напряжения / Г.С. Кучинский, В.Е. Кизеветтер, Ю.С. Пинталь. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 338 с. 42. Могузов В.Ф. Обслуживание силовых трансформаторов / В.Ф. Могузов. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 92 с. 43. Ванин Б.В. Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних коротких замыканий в силовых трансформаторах / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов // Электрические станции. – 2003. – № 2. – С. 27–31. 110 44. Хабибуллина Л.Р. Контроль состояния трансформаторного оборудования методом хроматографического анализа газосодержания в масле / Л.Р. Хабибуллина, А.В. Коваль, В.П. Тутубалина // Проблемы энергетики. – 2002. – № 5–6. – С. 20–25. 45. Ritter R.E. Cat eracker LCO yield can be inereased / R.E. Ritter, J.E.creighton // Oil und Gas. – 1994. – Vol. 82. – № 22. – P. 71–75. 46. Эмануэль М.Н. Цепные реакции окисления углеводородов в жидкой фазе / М.Н. Эмануэль, Е.Т. Денисов, З.К. Майзуе. – М.: Наука, 1965. – 374 с. 47. Скабида И.П. Распад гидроперекисей / И.П. Скибида // Успехи химии. – 1975. – Т. 44. – № 10. – С. 33–37. 48. Иванов А.В. Роль металлов при окислении компрессорных масел в тонком слое / А.В. Иванов, Р.Г. Гуреев // Химия и технология топлив и масел. – 1993. – № 8. – С. 7–11. 49. Bond G.C / Catalys. is by Metals/ G.C. Bond. – N.Y.: Academic Press, 2002. – 320 p. 50. Винер А.Б. Каталитическое влияние меди на окисление нефтяного масла с присадками / А.Б. Винер, Г.М. Балак, Н.А. Пономаренко, Л.Л. Калинин // Химия и технология топлив и масел. – 1988. – № 8. – С. 30–31. 51. Стерн Э.В. Гомогенное окисление органических соединений в присутствии комплексов металлов/ Э.В. Стерн // Успехи химии. – 1993. – Т. 12. вып. 2. – С. 27–31. 52. Хабибуллина Л.Р. Исследование факторов, влияющих на растворимость воды в масле / Л.Р. Хабибуллина, В.П. Тутубалина, Р.Г. Ибрагимов, А.В. Коваль // Четвертая Российская научно-техническая конференция. Т. 1. – Ульяновск: УлГТУ, 2003. – С. 208–210. 53. Домин А.П. Опыт проведения комплексного обследования силовых трансформаторов / А.П. Домин, Н.Ф. Пермина, В.В. Смекалов // Электрические станции. – 2000. – № 6. – С. 46–52. 54. Krins V. Comparison between the breakdown and flashower strength of ester liquid and transformer oil / V. Krins, H. Borsi, E. Gockerbach // International conference on electrical insulation. S-P. – 1999. – P. 126–127. 55. Bristol E.M. Electrical insulation treated in oil-oil / E.M. Bristol. – N.Y., 2002. – Vol. 6. – P. 47–53. 56. Dikson M.R. The cause and effect of watter in oil immursed transformes / M.R. Dikson // The British Electrical and allied Industries Research assotiation. – 1950. – Vol. 126. – №. 8. – P. 11–14. 57. ГОСТ 7822. Масла нефтяные. Метод определения содержания растворенной воды. 111 58. Алексеев Б.А. Контроль влажности изоляции силовых трансформаторов / Б.А. Алексеев // Электрические станции. – 2004. – № 2. – С. 57–63. 59. Митрофанов Г.А. Технические средства непрерывного контроля электрофизических показателей жидкой изоляции / Г.А. Митрофанов. – Йошкар-Ола: МарГУ. – 2002. – 205 с. 60. Емельянов П.М. Влагомер трансформаторного масла / П.М. Емельянов, А.А. Ткачев, А.В. Рубцов // Электрические станции. – 1997. – № 3. – С. 68–71. 61. Монастрырский А.Е. Регенерация, сушка и дегазация трансформаторного масла / А.Е. Монастырский. – Санкт-Петербург: ПЭИПК, 1997. – С. 20-27. 62. Успенский Б.Г. Новые цеолитные адсорбенты для сушки трансформаторного масла / Б.Г. Успенский, Л.А. Успенский, В.Н. Грибов // Электрические станции. – 1995. – № 8. – С. 45–47. 63. Тутубалина В.П. Повышение термической стабильности трансформаторного масла путем регенерации его на ТЭС / В.П. Тутубалина, Л.Р. Гайнуллина – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2003. – 100 с. 64. Gidding J.C. Dinamies of chromatography / J.C.Gidding. – New York, 1965. – 720 p. 65. Хабибуллина Л.Р. Адсорбционная установка для очистки трансформаторного масла / Л.Р. Хабибуллина, Р.Г. Ибрагимов, В.П. Тутубалина // Проблемы энергетики. – 2003. – № 7–8. – С. 20–23. 66. Raisa Nastas. Modifield carbonaceous and mineral adsorbents / Raisa Nastas, Vasile Rusu, Tudor Lupascu // Материалы XIV Всероссийского симпозиума с участием иностранных ученых «Актуальные проблемы теории адсорбции, пористости, адсорбционной селективности». – Москва, 2010. – С. 101. 67. Евсеев Ю.А. О причинах повреждаемости высоковольтных вводов с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа/ Ю.А. Евсеев, С.Д. Кассихин, И.П. Куликов, Е.И. Савина // Электрические станции. – 1989. – № 8. – С. 61–63. 68. Хабибуллина Л.Р. К вопросу стабильности трансформаторного масла / Л.Р. Хабибуллина, Р.Г. Ибрагимов, А.В. Коваль, В.П. Тутубалина // Проблемы энергетики. – 2003. – № 9–10. – С. 130–133. 69. Кучинский Г.В. Изоляция установок высокого напряжения / В.Г. Кучинский, В.Е. Кизеветтер, Е.С. Пинталь. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 338 с. 70. Джонс Р.А. Синтетические цеолиты – молекулярные сита. Т. 4. / Р.А. Джонс. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – С. 40–129. 112 71. Barry H.M. Fixed – bed adsorption / H.M. Barry // Chem Enging. – 1960. – Vol. 67. – № 33. – P. 105–107. 72. Treybal R.E. Mass Trasfer Operations / R.E. Treybal. – L-N-Y, 1975. – 623 p. 73. Vanghan D.E. Proc. 5 the International Conference Zeolites Naples / D.E. Vanghan. – London-New York: Аcademic Press, 1998. – P. 94–101. 74. Barrer R.M. Zeolites and Clay minerals as Absorbent and Molecular Sievers / R.M. Barrer. – London-New York: Academic Press, 2001. – 302 p. 75. Беленова С.В. Сорбционная способность природных сорбентов / С.В. Беленова, В.И. Вигдорович, Н.В. Шель, Л.Е. Цыганова // Вестник Тамбовского университета. – 2015. – Т. 20. – № 2. – С. 338–396. 76. Зотов Р.А. Сравнительное комплексное исследование промышленных синтетических гранулированных цеолитов / Р.А. Зотов, А.А. Бабина, А.Н. Синельников, И.А. Курзина // Вестник Томского государственного университета. Химия. – 2015. – № 2. – С. 14–19. 77. Челишев Н.Ф. Цеолиты – новый вид минерального сырья / Н.Ф. Челишев, Б.Г. Беренштейн, В.Ф. Володин. – М.: Недра, 1995. – 197 с. 78. Маневич Л.О. Осушка масла цеолитами и дегазация / Л.О. Маневич. – М.: Энергия, 1980. – 220 с. 79. Щербатюк Н.Е. Природные цеолиты / Н.Е. Щербатюк. – Тбилиси: Мециереба, 1999. – С. 293–297. 80. Неймарк И.Е. Синтетические минеральные адсорбенты и носители катализаторов / И.Е. Неймрак. – Киев: Наукова думка, 1988. –319 с. 81. Тарасевич Ю.И. Природные сорбенты в процессах очистки воды / Ю.И. Тарасевич. – Киев: Наукова думка, 1987. – 274 с. 82. Фоминых Л.Ф. определение длины зоны массопередачи при адсорбции / Л.Ф. Фоминых, Н.А. Самойлов. – Уфа: Башкир. книжн. изд-во, 1991. Вып.2. – 354 с. 83. Кутепов Б.И. Новые синтезы из каолина высокоэффективных гранулированных цеолитных адсорбентов / Б.И. Кутепов, О.С. Травкина, М.Л. Павлов. // Материалы XIV Всероссийского симпозиума с участием иностранных ученых «Актуальные проблемы теории адсорбции пористости, адсорбционной селективности». – Москва, 2010. – С. 95. 84. Налимов В. Статистические методы планирования эксперимента / В.В. Налимов, Н.А. Чернова. – М.: Физматгиз, 1965. – 327 с. 85. Адлер Ю.П. Статистические методы поиска / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. – М.: Наука, 1968. – 174 с. 86. Винтцель Е.С. Теория вероятностей / Е.С. Винтцель. – М.: Наука, 1969. – 321 с. 87. Батунер Л.М. Математические методы в химической технике / Л.М. Батунер. – М.: Химия, 1968. – 223 с. 113 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение ......................................................................................................... 4 Глава I. Трансформаторное масло как объект исследования …...........…. 7 1.1. Химический состав трансформаторных масел ................................ 7 1.2. Контролируемые показатели трансформаторного масла ............... 10 1.3. Влияние влагосодержания на эксплуатационные свойства трансформаторного масла ......................................................................... 14 1.4. Контроль трансформаторного масла на содержание в нем влаги . 16 1.5. Методы сушки трансформаторного масла ....................................... 18 1.5.1. Осушка трансформаторного масла центрифугированием .... 18 1.5.2. Осушка трансформаторного масла адсорбентами ................. 19 Глава II. Структурно-групповой состав углеводородов и сернистых соединений ..................................................................................................... 23 2.1. Влияние углеводородного состава на растворимость воды в трансформаторном масле ...................................................................... 28 2.2. Влияние сернистых соединений на растворимость воды в трансформаторном масле ...................................................................... 33 2.3. Влияние структурно-группового состава сернистых соединений на растворимость воды в трансформаторном масле ............................. 38 Глава III. Осушка трансформаторного масла адсорбентами ..................... 41 3.1. Адсорбенты для осушки трансформаторного масла ..................... 41 3.2. Сравнительная характеристика различных адсорбентов при осушке трансформаторного масла .......................................................... 57 3.3. Использование комбинированных адсорбентов для осушки трансформаторного масла ....................................................................... 64 Глава IV. Повышение эффективности очистки трансформаторного масла на электрических станциях и энергетических объектах ................. 71 4.1. Использование природных цеолитов для осушки трансформаторного масла ............................................................................................. 77 4.2. Восстановление качественных параметров изоляционного масла трансформаторов при эксплуатации на электростанциях ..................... 84 Глава V. Математическая модель процесса обезвоживания трансформаторного масла природными адсорбентами ......................... 95 5.1. Исследование процесса адсорбции влаги из масла методом полного факторного эксперимента ......................................................... 95 Заключение ..................................................................................................... 105 Литература ...................................................................................................... 107 Научное издание В.П. Тутубалина, Л.Р. Гайнуллина ОСУШКА ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА АДСОРБЕНТАМИ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ Монография Редактор издательского отдела Ж.В. Федорова Компьютерная верстка Т.И. Лунченкова Дизайн обложки Ю.Ф. Мухаметшина Подписано в печать 16.05.2017. Формат 60х84/16 Гарнитура «Times». Вид печати РОМ Усл. печ. л. 6,74. Уч.-изд. л. 7,48. Тираж 500 экз. Заказ № 5045 Редакционно-издательский отдел КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51
