И.Р. Татур
И.В. Митин
В.Г. Спиркин
Д.В. Шуварин
^ Энергетические
масла
Часть 2
® Трансформаторные.
^ кабельные
О и конденсаторные

ГАЗПРОМ
НЕФТЬ
Авторы выражают признательность
и благодарность ПАО «Газпром нефть»
за поддержку и участие в издании
настоящего учебного пособия
для студентов ВУЗов
нефтегазового профиля

I. R.Tatur, I.V. Mitin ,
V. G.Spirkin, D.V Suvarin
ENERGETICS
OILS
Part 2
TRANSFORMATOR,
CABLE AND
CONDENSER OILS
A Textbook
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ
ЦЕНТР
РТУ нефти н газа (НИУ) имени П.М. Губкина
2021

И.Р. Татур, И.В. Митин,
В.Г. Спиркин, Д.В. Шуварин
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
МАСЛА
Часть 2
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ, КАБЕЛЬНЫЕ
И КОНДЕНСАТОРНЫЕ
МАСЛА
Учебное пособие
Рекомендовано ученым советом РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина
в качестве учебного пособия для студентов
образовательных организации высшего образования
обучающихся по направлению 18.04.01
«Химическая технология»
(уровень бакалавриат)
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ
ЦЕНТР
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
2021

УДК 665.6/7 (075)
ББК 35.514
Т12
Рецензенты:
доктор технических наук, генеральный директор АО «Фирма НАМИ-ХИМ»
А. А. Чудиноеских;
кандидат технических наук, доцент, начальник отдела по разработке продуктов
ООО «ГН Смазочные материалы» И. А. Любипип
Авторы выражают признательность и благодарность ПАО «Газпром нефть»
за поддержку и участие в издании настоящего учебного пособия
для студентов вузов нефтегазового профиля
Татур И.Р., Митин И.В., Спиркин В.Г., Шуварин Д.В.
Т12 Энергетические масла. Часть II. Трансформаторные, ка
бельные и конденсаторные масла/Под ред. И.Р. Тату
ра. - М.: Российский государственный университет нефти
и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. - 218 с.
ISBN 978-5-91961-326-8
К энергетическим маслам относятся: турбинные, трансформаторные, конденса
торные, кабельные и компрессорные. При использовании современного энергети
ческого оборудования повышаются эксплуатационные требования к смазочным ма¬
териалам Освоение производства на отечественных нефтеперерабатывающих и неф
техимических предприятиях базовых масел III и IV групп по классификации API
привело к созданию энергетических масел нового поколения. В связи с этим
появилась необходимость издания книги, в которой обобщены и проанализированы
последние достижения в области производства и применения энергетических масел.
Во второй части пособия рассмотрены трансформаторные масла, кабельные
и конденсаторные, которые относятся к группе изоляционных масел. Представлены
основные виды оборудования, в которых применяют изоляционные масла, клас¬
сификация и требования к ним в зависимости от их области применения. Приведе
ны состав и технология получения изоляционных масел, методы определения основ
ных показателей, характеризующие их эксплуатационные свойства, марки масел
отечественных и зарубежных производителей. Рассмотрены нормативные показате¬
ли изоляционных масел и способы их регенерации
В учебном пособии приведены результаты научных исследований, проведен¬
ных в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ОАО «ВНИИ НП»,
ОАО «ВТИ» и ООО «ОРГРЭС». При подготовке учебного пособия использованы
информационные материалы компаний ООО «PH Смазочные материалы»,
ООО «ЛЛК-Интернешнл», ПАО «ТАНЕКО», концерна BASF и др.
Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по направлению 18 04.01 «Химическая технология»; аспирантов,
обучающихся по направлению 18.06.01 «Химическая технология», специальности
05.17.07 «Химическая технология топлива и высокоэнергетических веществ»
и может быть востребовано сотрудниками научно исследовательских организаций
и промышленных предприятий, связанных с разработкой и применением электро¬
изоляционных масел.
УДК 665.6/7 (075)
ББК 35.514
ISBN 978-5-91961 -358-9	©Татур И.Р., Митин И.В , Спиркин В.Г..
ISBN 978-5-91961-326-8 (Ч. II) Шуварин Д.В., 2021
© Российский государственный университет нефти
и газа (НИУ) имени И М. Губкина, 2021
© Голубев В С., оформление серии, 2007

ВВЕДЕНИЕ
В начале XX в. Россия испытывала недостаток топлива,
Ставший критическим после Первой мировой и Граждан¬
ской войн. Необходимость быстро восстановить промыш¬
ленность, удовлетворяющую современными требованиями,
привела к разработке и реализации плана ГОЭЛРО, при¬
нятого российским: правительством 22 декабря 1920 г.
План ГОЭЛРО, рассчитанный на 10-15 лет, предусматри¬
вал: строительство 30 районных электрических станций (20
ТЭС:,И Ю ГЭС) общей мощностью 1,75 млн кВг.
В осуществлении: плана ГОЭЛРО важная роль отводи¬
лась ученым и специалистам. Шагом: в этом направлении
явилось создание Теплотехнического института в Москве -
первого в стрэпе научно-исследовательского учреждения
отраслевого профиля, учрежденного при Главном управ¬
лении по топливу Постановлением Совета Труда и Оборо¬
ны пр. 331 и. 27 от 13 июля 1921 г.
Задачей: института являлось планомерное научное изу¬
чение и разработка выдвигаемых жизнью практических
вопросов теплотехники, связанных с ними технико-ЯЙоно-
м ичеекпх задач, а также подготовка высококвалифициро¬
ванных специалистов.
К работе в институте, были привлечены известные уче¬
ные и инженеры. В 1924 г. выдающимся русским ученым
Львом: Гавриловичем Гурвичем была организована нефтя¬
ная лаборатория при ВТИ. С 1925 г. лабораторию возгла¬
вил ученик Л.Г. Гурвича - Николай Иванович Черножу-
ков. Лаборатория Стала кузницей квалифицированных
кадров, в которой работали известные ученые-нефтяники:
Б.Г. Тычинин, А.М. Гутцайт,- К.И. Иванов, Б.В. Лосиков
и др., заложившие основы применения топлив и нефтяных
масел в энергетике.
Работы, проводимые в ВТИ, положили начало основ по
изучению состава, свойств и научному обоснованию про-
5

Извод с'тва энергетических, масел (турбинных, компрессор¬
ных,. трансформаторных, кабельных и конденсаторных)
нефтяного происхождения. Учеными Н.И. Черножуковым
и Б.В. Лосиковым с сотрудниками были разработаны тре¬
бования к этим маслам, созданы методики: исследования
и контроля качества, проанализированы влияние? состава
на изменение свойств энергетических масел в процессе-:
.эксплуатации и заложены основы введения маслохозяй¬
ства на электростанциях, а также: внедрены методы очист¬
ки и регенерации энергетических масел на. местах их пот¬
ребления.
В 1931 г. по результатам: исследований нефтяной лабо¬
ратории. ВТИ были опубликованы первые статьи по энер¬
гетическим маслам в журналах «Электрические станции^,
«Химия твердого топлива» и «Известия ВТИ».
В 1932 г. были, обобщены результаты деятельности ла¬
боратории в книгах Н.И. Черножукова и Б.В. ..lociiнова
«Регенерация масла на электростанциях» и «Наблюдение
и правила ухода за турбинными маслами».
К концу 30 г. XX I’.. СССР полностью отказался от за¬
купок импортного оборудования и смазочных материалов.
В частности, получило развитие трансформаторостроение,
Бели до 1917 г< российские /заводы собирали трансформа¬
торы по чертежам зарубежных фирм, то с. 1924 г. стали:
производиться отечественные трансформаторы на заводах
в Харькове, Москве, Запорожье. Рост выпуска трансфор¬
маторов, выраженный суммарной мощностью в кВА, ха¬
рактеризовался следующими цифрами: 1916 г. - 117 000,
1927 г, - 316 000; 1939 г. Г> 000 000; 193л г. - 10 000 000.
В это время было освоено производство отечественных
электроизоляционных масел из бакинских нефтей.
В дальнейшем работы по энергетическим: маслам в сте¬
нах ОАО «ВТИ» были продолжены С.Э. Крейном,
Р.А. . luiiiirrefmo.M, М.И. ШахновичеМ, В.В. Вайнштей¬
ном и: в ОАО <<ВНИИ НИ» Е.Е. Довгополопым и
В. М, Школьниковым.
До середины 80 гг. XX в. в СССР различные марки
трансформаторных масел производили с применением
традиционных методов очистки (селективной, кислотно¬
щелочной, адсорбционной), что не позволяло получать
масла требуемого качества- Особенно остро стояла проб-
6

л ем а производства высококачественных трансформатор¬
ных масел из сернистых нефтей. Качество производимых
трансформаторных масел не отвечало современным меж¬
дународным требованиям для применяемого электрообо¬
рудования.
С 1984 г. на, основе гидропроцесеов был освоен; выпуск
трансформаторного масла ГК производства ОАО ^.Ангар¬
ская нефтехимическая компания»,, которое до сих пор яв¬
ляется единственным из российских трансформаторных
масел, полностью удовлетворяющее требованиям Между¬
народной энергетической комиссии (МЖ). Уникальное
масло было разработано под руководством ОАО «ВНИИ
НИ» совместно со специалистами ОАО «Ангарская нефте¬
химическая компания», ОАО «Всероссийский теплотехни¬
ческий институт»; НИИ «Всероссийский институт транс¬
форматоростроения» и ОАО «Ангарский завод катализа¬
торов и органического синтеза». Объем производства тран¬
сформаторного масла в СССР достигал; 300 тыс. г год, но
для полного удовлетворения потребности промышленности
трансформаторное масло дополнительно закупалось за ру¬
бежом. Однако до сих пор номенклатура изоляционных
марок практически не. изменилась, и они выпускаются по
рецептурам, разработанным в 70-80 гг, XX в.
Освоение производства на., российских нефтеперерабаг.
тывающих и нефтехимических предприятиях базовых ма¬
сел II, III и IV групп по классификации API дает возмож¬
ность производить новые изоляционные масла, которые,
удовлетворяют современным требованиям спецификаций
МЭК. Кроме этого, ставшая классикой технической лите¬
ратуры монография Р.А, Липштейна, И М.И. Шахновича
по трансформаторным маслам, последний раз; была переиз¬
дана в 1984 г.
В связи: с этим появилась необходимость издания кни¬
ги, в которой обобщены и проанализированы последние
достижения в области производства и применения изоля¬
ционных масел;.
В учебном пособии рассмотрены основные виды обору¬
дования (в которых применяют изоляционные, масла),
классификация и: требования. Приведены состав изоляци¬
онных масел, методы определения основных эксплуатаци¬
онных показателей, марки изоляционных масел о гене-
7

ственных и: зарубежных производителей, нормативные по¬
казатели изоляционных масел при ‘эксплуатации,, уделено
внимание к проблеме регенерации.
Кроме того, приведены результаты научных исследова¬
ний, проведенных в РГУ нефти й газа (JIИ У) имени И.М.
Губкина, ОАО «ВНИИ НИ» и ОАО «ВТИ», При подго¬
товке учебного пособия использованы информационные":
материалы компаний ООО «Газпромнефть - смазочные
материалы», ООО «РН-Смазочные материалы», ООО
«ЛЛ К-Интернешнл», ПАО «Татнефть», ООО «ОР-
ГРЗС», BASF и др.
Учебное пособий предназначено для студентов высших
учебных заведений, обучающихся по направлениям
18.04.01 «Химическая технология», и аспирантов, обуча¬
ющихся по направлению 18.06.01 «Химическая техно ло-
гия», специальность 05.17.07 «Химическая технология
топлива и высокоэнергетическйХ веществ».
И.Р. Татуром написаны главы 2, 3 и 5; И.В. Мити¬
ным - главы 2, 4, 6 И 7; В.Г. Спиркиным - глава 1
и Д.В. Шувариным - главы 4 и 5,
Авторы надеются, что издание будет интересно и вос¬
требовано сотрудниками научно-исследовательских орга¬
низаций И промышленных предприятий, связанных с. раз¬
работкой: и применением: изоляционных масел.
Авторы выражают благодарность доценту РГУ нефти и
газа (НИУ) имени И.М. Губкина, к.т.н. Г.И. Глазову за
замечания и полезные советы и начальнику: отдела мето¬
дической литературы РГУ нефти (НИУ) имени И.М. Губ¬
кина М.С. Голубевой за помощь при: подготовке рукописи
к печати.
Авторы будут признательны всем, кто пришлет отзывы
и замечания по книге, направленные по электронной почте
igt.atur@yandex.TH

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
вти
ВРК
вег
гоп
гост
ГОЭЛРО
ДГР
ДТП
ИКФС
кпд
кч
мвдт
MOG
MX
мэк
НПЗ
нтд
Ш’ф
ПАВ
ПХБ
РД
РФС
СТО
ТЭС
ФГО
ФЭ
Всероссийский теплофизический институт
водорастворимые кисло гы
водородосодержащий газ
гидрированные олигомеры пропилена
государственный: стандарт
Государственная комиссия по элейтрофикации
России
дугогасящие реакторы
датчик теплопроводности
инфракрасная спектроскопия; с преобразовани¬
ем Фурье
коэффициент полезного действия
к пело гное число
маслонаполнегшый кабель высокого давления
маслоочистное оборудование
маслохозяйство
Международная энергетическая комиссия
нефтеперерабатывающий завод
норма типо-техническая документация
номинальная гонкоеп> фильтрации
поверхностно-активное, вещество
полихлорированный бифенил
руководящий документ
рентгецофлуоресцентная спектроскопия
стандарт организации
теплоэлектростанция
фильтр грубой очистки
электрофизический фильтр
9

эдс
ЗОВУ
зон
А ГМ OR
API
ASTM
DDF
DIN
ISO
LCSET
NAS
TAN
-	электродвижущая сйла
-	экспериментальное относительное время удер¬
живания
-	электростанция собственных нужд
-	Французская ассоциация стандартизации
-	American Petroleum Institute (Американский,
институт нефти)
-	American Society for Testing and Materials
(Американское общество по испытанию мате¬
риалов)
-	тангенс угла диэлектрических потерь
-	DeuSches Institut ft1r Noemung (I Гмецкип ин¬
ститут, стандартизации)
-	International Organization for StaiulaiTi/al ion
(Международная организация по стандартиза¬
ции, ИСО)
-	Lowest: Cold Start Energizing Temperature (са¬
мая низкая гем пература холодного запуска)
-	National Aerospace St an dart (Национальный
аэрокосмический, стандарт)
-	total asid number (кислотное число)

Глава 1
ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Электрические сети - это совокупность различного
напряжения линий и подстанций, задачей которых являет¬
ся передача и распределение электроэнергии. По току
Электрические сети разделяют на два вида - сети' перемен¬
ного и постоянного тока. Наиболее распространенными
являются сети; переменного тока.
По напряжению электрические сети делят на два вида -
до 1000 В и выше 1000 В:
-	до 1000 В - 127, 220, 380 и 660 В;
-	выше 1000 В - 3, 6, 10, 20, 35, ПО, 150, 220, 330, 500
и 750 кВ.
Высоковольтное Электрооборудование - ЭХО Силовые
трансформаторы, высоковольтные выключатели и средства
защиты от перенапряжения, которые являются важнейши¬
ми узлами распределительных электрических сетей.
1.1.	СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
11,1 ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Трансформатор - Это статический; Электромагнитный:
аппарат для преобразования переменного тока одного
напряжения в переменный ток другого напряжения той, же
частоты. Электростанции, вырабатывают ток напряжения
220, 380 и 660 В. Трансформаторы, повышая напряжение
до нескольких тысяч киловольт, позволяют существенно
снизить потери при: передаче электроэнергии: нм большие
11

расстояния, а также уменьшить площадь сечения проводов
линий электропередач.
Трансформаторы напряжения различаются:
-	по числу фаз - однофазные и трсхфнзные:
-	по числу обмоток - двухобмоточные и трехобмоточ¬
ные;
-	по классу точности, то есть по допускаемым значени¬
ям погрешностей;
-	по способу охлаждения - с масляным охлаждением
(масляные) и с воздушным охлаждением;
-	по месту .установки - для внутренней, наружной уста¬
новки и для комплектных распределительных устройств;
-	по конструкции - масляные, и сухие.
В. масляных трансформаторах магнитопровод с обмот¬
ками находится в баке,, заполненном трансформаторным
маслом, которое является изолятором и охлаждающим
агентом.
Сухие- трансформаторы охлаждаются воздухом. Их
применяют в жилых и промышленных помещениях, в ко¬
торых эксплуатация масляного трансформатора нежела¬
тельна по технике безопасности.
По назначению трансформаторы различают:
-	силовые общего применения;
-	специального применения.
Силовые трансформаторы общего применения исполь¬
зуются в линиях передачи и распределения электроэнер¬
гии. Трансформаторы специального назначения - это вы¬
прямительные, сварочные, измерительные, испытатель¬
ные, радиотрансформаторы и др.
Трансформаторы с масляным охлаждением разделяют
по мощности и напряжению следующим образом:
I	- до 100 кВА, до 35 кВ;
II	- 100-1000 кВА, до 35 кВ;
III	- 1000-6300 кВА, до 35 кВ;
IV	- от 6300 кВА, до 35 кВ;
V	- до 32 000 кВА, 35-110 кВ;
VI	- 32 000-80 000 кВА, до 330 кВ;
VII	- 80 000-200 000 кВА, до 330 кВ;
VIII	- от 200 000 кВА, от 330 кВ.
В процессе работы трансформаторов возможно выделе¬
ние' газов и увеличение давления внутри бака, поэтому
12

трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше снабжают
выхлопной трубой на крышке бака.
Коэффициент полезного действия современных .силовых
трансформаторов достигает 97-98 %. Часть мощности те¬
ряется из-за сопротивления материала обмоток и сердеч¬
ника. Эти потери происходят из-за нагревания деталей;
трансформатора. Для уменьшения потерь мощности ис¬
пользуют систему охлаждения его рабочей части,, интен¬
сивность которой зависит от мощности трансформатора..
1.1.2.	УСТРОЙСТВО, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
И ПРИНЦИП РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Работа трансформаторного устройства основана, на яв¬
лении электромагнитной, индукции, заключающейся в сле¬
дующем: при: изменении параметров магнитного поля,
пересекающего проводник, в последней возникает элек¬
тродвижущая сила. Проводник в трансформаторе; присут¬
ствует в виде катушки или обмотки», и общая 0ДС. равна
сумме ЭДС каждого витка.
Для нормальной, работы требуется исключить электри¬
ческий контакт между витками, поэтому используют про¬
вод в изолирующей оболочке. Она подключается к источ¬
нику тока и называется первичной, В первичной катушке":
при протекании через проводник тока формируется: элек¬
тромагнитное по. ie, а если он смотан в катушку, оно уси¬
ливается. Магнитное поле, необходимое для генерации во
вторичной катушке ЭДС. создается другой: катушкой. Эту
катушку называют вторичной.
В большинстве случаев трансформатор состоит из. зам¬
кнутого магнитопровода (сердечника) с расположенными
на нем двумя катушками (обмотками), электрически не.
связанных между собой: Магнитопровод изготавливают из:
ферромагнитного материала, а обмотки обычно являются
медным изолированным проводом: и размещаются нм маг¬
нитопровод е;.
Схематичное устройство простого трансформатора, с
двумя обмотками показано на рис. 1.1. Одна обмотка под¬
ключается к источнику переменного тока и называется
первичной (I): с. другой обмотки снимается напряжение
13

Martin i шфовод
T
Витки
исрвичноИ
НОМОТКИ
Каркас
обмотки
Витки
вторичной
обмотки
Рис. 1.1. Схематичное
устройство трансформа¬
тора
для питания нагрузки, она называется вторичной обмот¬
кой: (П).
Если при работе трансформатора (рис. 1.2) на первич¬
ную обмотку подать переменное напряжение Щ\, то по
виткам обмотки потечет переменный ток /о, который во¬
круг обмотки, п в магнитопроводе создает переменное маг¬
нитное полё* Магнитное поле образует магнитный, поток
Фо, который, проходя по магнитопроводу, пересекает вит¬
ки первичной и вторичной обмоток и индуцирует (наво-
220 В
Рис. 1.2. Принципиальная схема работы трансформатора
U

лиг) в них переменные .’)Д('	<>| и во. Если к выводам
вторичной обмотки подключить вольтметр,, то он покажет-
наличие выходного напряжения Якоторое будет приб¬
лизительно равно наведенной ЭДС №
При: подключении к вторичной обмотке нагрузки, нап¬
ример лампы накаливания, в первичной обмотке возникает
ток / г, образующий в Магнитопроводе переменный магнит¬
ный поток ФI, изменяющийся с той же частотой, что и ток
У |. Под воздействием: переменного магнитного потока
в цепи вторичной, обмотки возникает ток 1о, создающий
в свою очередь противодействующий, согласно закону
Ленца, Магнитный поток Ф >, стремящийся размагнитить
порождающий его магнитный поток.
В результате размагничивающего действия потока Ф2
в магнитопроводе устанавливается магнитный поток Фо,
равный разности потоков Ф1 и Фо и являющийся частью
потока Ф1. Результирующий магнитный поток Фо обеспе¬
чивает передачу" магнитной: энергии из первичной обмотки;
во вторичную и наводит во вторичной обмотке; электро¬
движущую силу ео. под воздействием которой во вторич¬
ной цепи течет ток 1о. Величина, магнитного потока зави¬
сит от создающего его тока, и от числа витков обмотки, по
которой он проходи г. Напряжение вторичной обмотки за-
Рис. 1.3. Виды трансформаторов:
а - разделительный; о - понижающий; в - повышающий
15

вйсйт от соотношения чисел витков в обмотках. При оди¬
наковом числе витков напряжение на вторичной обмотке
будет приблизительно равно напряжению, подаваемому на
первичную обмотку, и такой' трансформатор называют
разделительным (рис. 1.3).
Если вторичная обмотка содержит меньшее число вит¬
ков, чем первичная, то и напряжение/.ер будет меньше, чем
напряжение, подаваемое на первичную обмотку * т такой
трансформатор называют понижающим.. Большее число
витков во вторичной обмотке находи гея в повышающем
трансформаторе.
1.1.3.	МАСЛЯНАЯ СИСТЕМА ТРАНСФОРМАТОРОВ
При воздушном охлаждении тепло от работающего
трансформатора отводится в окружающую среду. Такая
Система охлаждения недостаточно эффективна, поэтому
применяется только для трансформаторов мощностью не
более 1600 кВА с номинальным напряжением 13 кВ.
Масляное охлаждение бывает нескольких типов:
-	естественное;
-	естественное с дутьем;;1;
-	принудительное с направленным движением масла;
-	принудительное с дутьем;
-	принудительное масляно-водяное.
В трансформаторах с /естественным масляным охлажде¬
нием обмотки погружены в масляный бак. Тепло от магни¬
топровода и: обмоток передается маслу, которое течет по
баку и радиаторным трубам и отдает тепло в окружающий
воздух. Системой естественного масляного охлаждения
оборудуют трансформаторы мощностью до 16 000 кВА.
При использовании .естественного масляного охлажде¬
ния с дутьем на охладители и радиаторы трансформатора
устанавливают вентилятор, который обдувает холодным
воздухом нагретую часть трансформатора.. Достигается до¬
статочно интенсивное охлаждение, которое применяется
для трансформаторов мощностью до 80 000 кВА.
Принудительное масляное охлаждение с дутьем- эффек¬
тивно охлаждает детали трансформаторов мощностью
63 000 кВА и болей. Такая система, представляет собой:
16

Рис. 1.4. Схема принудительного масляного охлаждения с дутьем:
/ — маешиый бак трансформатора; 2 —< эящтронасос; 3 - адсорбцион¬
ный: фильтр; 4 - охладитель (масло); 5 - вентиляторы обдува
охладитель - тонкие трубки, в которые масло подает спе¬
циальный насос. Снаружи трубки обдувает вентилятор.
Монтируют такую систему на одном фундаменте с транс¬
форматором или на отдельном фундаменте рядом с баком
(рис. 1.4).
Аналогичное устройство имеет система принудительного
масляно-водяного охлаждений;, но охладитель состоит из
трубок с водой, а между ними движется масло.
Особенность силового масляного трансформатора вы¬
ражается в наличии маслорасширителя, который компен¬
сирует изменения объема масла при повышении его темпе¬
ратура:, Примером такого типа трансформаторов являются
аппараты марок: ТМГ11-1250, ТМГ11, ТМГ1000, ТМГ12-
1250, ТМГ11-100, ТМГ11-630. Большинство отечественных
и зарубежных заводов выпускают трансформаторы типа
ТМ и ТМГ.
1.2.	ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Масляный выключатель - это коммутационный аппа¬
рат, предназначенный для оперативных включений и от¬
ключении отдельных цепей или .электрооборудования в
энергосистеме:, в норма.ii.ih.ix или аварийных режимах,
17

при ручном или автоматическом управлении. Автоматиче¬
ские выключатели высоковольтного оборудования относят¬
ся к сложным техническим устройствам и: изготавливаются
строго индивидуально под каждый класс напряжения.
Они используются, как правило, на трансформаторных
подстанциях. Трансформаторное масло яв.ляется изолиру¬
ющей и дугогасящей средой выключателя. Дугогашение
в таком выключателе происходит в масле. Масляные вы¬
ключатели могут включаться и отключаться как вручную,
так и в автоматическом' режиме под управлением аппара¬
тов защиты и управления.
Главным элементом масляного выключателя является
контактная система, погруженная в трансформаторное,
масло, в которой происходит гашение электрической ду¬
ги, образующейся при разрыве цепи высокого напряже¬
ния. Температура во время процесса отключения в некото¬
рых случаях может достигать 6000 °С. На рис, 1.5 пока¬
зано устройство масляного выключателя типа ВМБ-10 на
10 кВ и 600 А. Круглый бак со сферическим днищем. /
заполнен трансформаторным маслом. Бак внутри изоли-
Рис. 1.5. Основные детали масляного выключателя типа ВМБ-10:
1 - стальной бак; '$ - масло; 3 — Крышка; 4 - проходной изолятор;
В - отключающая пружина; 6 - вал выключателя; Р - неподвижные
контакты; §§ - подвижные контакты (траверсы); 9 - изоляция пенок
бака
18

рус геи рлектрокартоном, Неподвижные медные контакты 2
выполнены в виде массивных колодок, к которым при¬
соединены концы токоведущих стержней проходных изо¬
ляторов 3. Сферические подвижные контакты 4 нахо¬
дятся на медной шине, прикрепленной к стальной тра¬
версу J.. Контакт при включении создается стальными;
пружинами 6.
Кроме масляных выключателей могу г применяться:
воздушные, вакуумные и элегазовые,
Элёщзовый выключатель — это разновидность высоко¬
вольтного выключателя, использующего элегаз (ше¬
Стифтористую Серу SFg) в качестве среды гашении элек¬
трической дуги.
Предпочтительны с точки зрения пожаробезопасности
и экологии элегазовые и вакуумные высоковольтные вы¬
ключатели, которые устанавливают при строительстве, но¬
вых it техническом переоснащении' старых энергетических
объектов.
1.3.	НАЗНАЧЕНИЕ, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
И ПРИНЦИП РАБОТЫ ДУГОГАСЯЩИХ
РЕАКТОРОВ
В высоковольтных линиях электропередач напряжени¬
ем: 6-35 кВ и током цепи 80-100 мА при аварийном режи¬
ме. возникают емкостные, токи, когда одна из фаз пробива¬
ет на землю. При разрыве контактов в электрической цепи
происходит ионизация пространства, между контактами,
в результате чего атомы окружающего газа распадаются на
заряженные частицы - электроны и положительные ионы.
Ионы отдают катоду свою энергию (которая переходит),
который от этого нагревается до 3000-5000 °С. При уве¬
личении температуры движение электронов в металле
катода ускоряется, они приобретают большую энергию
и начинают покидать катод, вылетая в окружающую среду
с ярким световым излучением. Эти емкостные токи: обра-
19

Рис. 1.6. Электрическая дуга: на линии Электропередачи (а), при
аварии на подстанции (б)
щш з.тектрнчеекл i«> дугу, разрушают изоляцию пйдвадя-
щих кабелей и всю релейную защиту (рис* 1.6).
Для ограничения аварийных токов применяют дугога-
еящне реакюры, которые уменьшают Действие электриче¬
ской дуги. Важны ДГР в системах защиты, гак как замы¬
кание на землю в сети электрического тока является са¬
мым распространенным видом неисправности.
Конструкция ту!огасищих реакторов близка к кон¬
струкции масляных трансформаторов: в бак, заполненный
трансформаторным маслом, помещается магнитная система
с обмоткой. По исполнению магнитной системы различа¬
ются следующие конструкции магнитопровода: с распре¬
деленным воздушным зазором, плунжерного типа и й лод-
магничиванием.
В энергосетях России установлено более 2,5 тыс. ДГР.
Они производя геи различными компаниями: КО К, Чехия
(д\ гогасящис реакторы и резисторы); К-ЛЬеНе, Германия
(автоматические регуляторы); Trench, Австрия (дугогася¬
щие реакторы и автоматические регуляторы) и др. Требо¬
вание ПАО «Роееети» по надежности: срок службы ДГР -
20

йе менее 30 лег. устапоклеп мая наработка на отказ ДГР -
не менее 25 000 ч.
("11 И('( Ж' ..1И ТКРЛТV PI .1 К I Л ARIi 1
1.	Кацман М.М. Электрические машины. - Ш.: Высшая школа,
20D I. 16 1 с.
2.	(Тиловштрансформаторы; лВйравочная книга I Год ред. С ЛI. .'I и
ДуноБа): А.К. Лрханина. - М.: Энертойздат; 2004, - 616 <2
3.	СТО 34.01-3.2-008-2017, Реакторы заземляющие дугогасящие;
6 3.1 кВ. Общие Технические требования, Разработано на основе ГОСТ
Р-52719*2007, ТОСТ 1516.3-96 и ГОСТ Р 55191^2012.

Глава 2
НАЗНАЧЕНИЕ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ И ТРЕБОВАНИЯ
К ТРАНСФОРМАТОРНЫМ МАСЛАМ
2.1.	НАЗНАЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
И ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ
Трансформаторное масло - это наиболее распростра¬
ненный жидкий диэлектрик, применяемый в высоковольт¬
ном оборудовании. Масло служит в качестве, изоляции
в силовых и измерительных трансформаторах, высоко¬
вольтных вводах, кабелях, высоковольтных выключате¬
лях. В выключателях и дугогасящих реакторах масло вы¬
полняет функции дугогасящей среды.
Трансформаторное масло характеризуется показателя¬
ми, которые широко используются для оценки качества
смазочных материалов: кинематической вязкостью, темпе¬
ратурой: текучести, плотностью, кислотностью, содержани¬
ем. серы, ингибитором окисления, 2-фурфурола, механиче¬
ских. примесей,, цветом, коррозионной активностью, стой¬
костью к. окислениюй температурой вспышки, массовой
долей полициклических, ароматических углеводородов, со¬
держанием полихлорированных бифенилов. Важнейшими:
показателями для трансформаторных масел, которые
определяются только для электроизоляционных масел, яв¬
ляются пробивное напряжение, тангенс угла диэлектриче¬
ских потерь и дополнительно - диэлектрическая проницае¬
мость.
Дополнительные, показатели для трансформаторного
масла введены 2012 в г. и Утверждены стандартом ГОСТ
Р 54331-2011 (МЭК 60296:2003) «Жидкости для примене¬
22

ний в электротехнике. Неиспользованные нефтяные изо¬
ляционные масла для. трансформаторов и выключателей.
Технические условия.», связанные: с повышенными эколо¬
гическими требованиями при производстве, эксплуатации
и: утилизации. Большая часть анализов Экологического ха¬
рактера, выполняется при постановке на производство
трансформаторного масла..
Вязкость - это важнейший нормируемый показатель,;
применяемый при выборе трансформаторного масла и
оценивающий изменение его состояния в процессе: эксплу¬
атации, Для трансформаторного масла желательно сохра¬
нение малой вязкости при низких температурах.
Низкотемпературные свойства должны обеспечивать
работу трансформаторного масла при низких температурах
и проведение технологических операций (транспортирова¬
ние:, слив, налив, хранение в зимних условиях). Темпера¬
тура застывания трансформаторного масла не определяет
его работоспособность в высоковольтной: аппаратуре.
Только вязкость и связанная с ней прокачиваемость ха¬
рактеризуют эксплуатационные масла при низких, темпе¬
ратурах.
Температура вспышки - это температура, при которой
образуется смесь паров трансформаторного .числа с возду¬
хом, воспламеняющаяся от открытого пламени. Характе¬
ризует огнеопасность масла..
Кислотное число определяет исходную и текущую в
условиях хранения и применения концентрацию продуктов
окисления в трансформаторном .масле: Относительное из¬
менение кислотного числа - один из важнейших показате¬
лей трансформаторного масла ггри его применении.
Окислительная стабильность - это стойкость транс¬
форматорного масла к окислению кислородом воздуха
с образованием: растворимых (спиртов, альдегидовg кис¬
лот) и Нерастворимых (смол, асфальтенов, осадков) про¬
дуктов окислительных превращений. Продукты окисления
Снижают фильтруемость трансформаторных масел, вызы¬
вают коррозию металлов, способствуют образованию пены
и эмульсий. Повышение химической стабильности дости¬
гается гидрогенизационной очисткой базовых масел: с до¬
бавлением антиокислительных присадок. Термическая: ста¬
бильность зависит от глубины очистки базовых масел от
23

нестабильных примесей {соединений с олефиновыми; свя¬
зями, кислородных и сернистых соединений).
Коррозионная активность - это .способность трансфор¬
маторного .масла вызывать коррозию металлических по¬
верхностей. В трансформаторах применяют углеродистые
и кремнистые стали, медь, алюминий, бронзу, медно¬
фосфористые и оловянно-свинцовые сплавы. Коррозия
металлов в среде трансформаторного масла приводит
к образованию мыл, которые ускоряют окисление масла
it снижают ее.электроизоляционные свойства.
Содержание серы зависит от состава сырья, технологий
получения трансформаторного масла, глубины очистки
сырья. В товарном трансформаторном масло на нефтяной
основе органические соединения серы нейтральны. При
глубоком окислении и деструкции сульфидов возможно
образование в маслах коррозионно-активных продуктов.
Некоторые соединения серы, например, меркаптаны, яв¬
ляются коррозионно-активными гео отношению к метал¬
лическим поверхностям иЗ стали, меди и серебра (кон¬
такты переключателей) и должны отсутствовать в транс¬
форматорном масле.
Влажность определяется содержанием в трансформа¬
торном масле воды в двух формах: молекулярно-раство¬
ренной и: связанной. Основное влияние на пробивное нап¬
ряжение масла оказывает растворенная вода.
Содержание влаги в трансформаторном масле зависит
от базовой: основы масла, условий его применения и кон¬
струкционных особенностей: оборудования.
Поверхностное (межфазное) натяжение - :но показа¬
тель, характеризующий стремление вещества (жидкости
или твердой фазы) уменьшить избы го к своей, потенциаль¬
ной энергии, на границе раздела с другой фазой (поверх¬
ностную энергию), определяемый как работа, затрачиваем
мая на создание единицы поверхности раздела фаз. Пока¬
затель позволяет, обнаруживать небольшие количества за¬
грязнений и: продуктов окисления в трансформаторном
масле. Поверхностное натяжение трансформаторного мас¬
ла снижается в процессе эксплуатации, в результате обра¬
зующихся продуктов окисления.
Газосодержание определяется в основном количеством
растворенного в трансформаторном масле воздуха. Со¬
24

держание других газов не превышает в масле 1-2 об. "...
При растворении воздуха в трансформаторном масле соот¬
ношение: между входящими в состав воздуха газами: изме¬
няется . При содержании в воздухе азота, и кислорода 78
и 21 об. %, соответственно, растворенный в трансформа¬
торном масле воздух содержит азота 70 об. % и кислорода
30 об. Растворимость в трансформаторном масле водо¬
рода, азота и кислорода с повышением температуры воз¬
растает. Растворимость газа в масле при постоянной: тем¬
пературе зависит от парциального давления газа.
Электрона о ляционные свойства трансформаторного
масла характеризуются показателями: диэлектрической;
проницаемостью (к) , тангенсом, угла, диэлектрических по¬
терь (tg 6) и пробивным напряжением ( U).
Диэлектрическая проницаемость (е) - это характери¬
стика диэлектрика в электрическом поле, которая пока¬
зывает, во сколько раз сила взаимодействия: электрических
зарядов в среде меньше, чем в вакууме. Диэлектрическая
проницаемость нефтяного трансформаторного масла — 2,0—
2,5, а воды - до 79,5. Для нефтяных масел, с повышением
температуры с 20 до 100 диэлектрическая проницае¬
мость увеличивается на 0,1.
С увеличением:: содержания в масле ароматических уг¬
леводородов диэлектрическая проницаемость трансформа¬
торных масел возрастает, а. с повышением гем пера туры
уменьшается. Диэлектрическая проницаемость для. транс¬
форматоров должна быть минимальной, чтобы снижать
электрическую емкость изоляции,.
Продукты окисления, термического и ионизационного
разложения ухудшают электрофизические свойства масла.
В связи 4 этим требуется защита трансформаторного масла
от контакта с кислородом воздуха, минимальная иониза¬
ция масла, рабочая температура ниже температуры терми¬
ческой деструкции, устранение, контакта, с загрязняющими
материалами.
Диэлектрические потери - это таНгенс угла диэлектри¬
ческих, потерь, который определяет энергию, рассеивае¬
мую в электроизоляционном материале под воздействием
на него электрического поля. Движение электрических за¬
рядов по направлению Электрического поля проявляется
как проводимость, а локальное смещение Нарядов как по¬
25

ляризация. Заряды и диполи передают, часть своей: опер¬
ши жидкости и образуются диэлектрические потери. Спо¬
собность диэлектрика проводить электрический- ток под
действием постоянного напряжения называется проводи¬
мостью (8). Величина, обратная проводимости, называется
удельным объемным сопротивлением (ре).
При испытании изоляционного материала он рассмат¬
ривается как диэлектрик конденсатора, -у которого измеря¬
ется; емкость и: угол б, дополняющий: до 90° угол сдвига
фаз между током и напряжением в емкостной цепи. Этот
угол называется углом диэлектрических потерь (t.g:5).
Тангенс угла диэлектрических потерь (tg б) должен быть
минимальным для уменьшения потерь энергии в изоляции
и уменьшения ее перегрева в рабочем режиме.
Ток I, протекающий через конденсатор с испытуем
мы.ч диэлектриком,, можно разложить на составляющие
(рис. 2.1). 1с - зарядный ток, обусловленный емкостью
конденсатора, - рейктивный: ток; /а, - ток проводимости -
активный ток (одинаковый как при постоянном., так и при
переменном напряжении); I - ток результирующий - век¬
торная сумма всех токов.
В конденсаторц с идеальным диэлектриком, когда, про¬
водимость и дипольные потери отсутствуют, ток I, равный
1с, образует с напряжением; Щ прямой угол 90°, при этом
потери и активная мощность (Р) равны нулю:
Р = Vicos (р,
при ф = 90°, мощность Р = 0.
Тангенс угла диэлектрических потерь (tg 5) для транс¬
форматорных и других изоляционных масел (при испы-
Рис. 2.1. Векторная диаграмма ди¬
электрических потерь:
1с - зарядный тощ: Iа - ток проводи¬
мости; I - результирующий ток; (5. -
угол потерь
26

хуемой температуре при: 50 Гц) связан с показателем
«удельная проводимость» зависимостью:
tg5 = 1,63-1010S.
Стабильность тангенса угла диэлектрических; потерь
1S 5) зависит от химической природы трансформаторного
масла, загрязненности его проводящими примесями, нали¬
чия кислорода воздуха, рабочей температуры, напряжен¬
ности электрического поля, воздействия радиации, про¬
должительности эксплуатации, свойств контактирующих
материалов. При превышении этого показателя требуется
замена или: восстановление (регенерация) трансформатор¬
ного масла..
Тангенс угла механических потерь (тангенс потерь).
При эксплуатации маелонаполненных кабельных линий
под действием электрического поля происходят диэлек¬
трические потери, их уровень в российских стандартах на
кабельные масла оценивают по Изменению тангенса урла
диэлектрических потерь. В европейских стандартах для
оценки диэлектрических потерь за счет перехода части
энергии электрического тока в тепло используют коэффи¬
циент диэлектрической' диссипации.
Мерой интенсивности демпфирования является отноше¬
ние энергии, диссипируемой за цикл, колебаний, к макси¬
мальной потенциальной энергии, запасенной нм протяже¬
нии цикла. Это отношение называется коэффициентом
диссипации, или тангенсом угла механических потерь
(тангенс потерь).
Пробивное напряжение (U) - это минимальной,, при¬
ложенное к диэлектрику напряжение, приводящее к его
пробою.
Электрическая прочность равна отношению пробивного
напряжения к расстоянию между электродами. Повыше¬
ние температуры от 0 до 70 °С приводит к повышению
электрической прочности трансформаторного масла,, что
связано с удалением Из жидких диэлектриков влаги, пе¬
реходом ее из эмульсионного состояния в растворенное
и уменьшением вязкости масла.
На процесс пробоя оказывают влияние растворенные:
газы. Если трансформаторное масло не дегазировалось
27

ii произошло понижение давления, то его злекгрпчсгкал
прочность падает.
Пробивное напряжение не зависит от давления, если:
трансформаторное масло дегазировано, при наличии
ударных напряжений и при больших давлениях (около
10 МПа).
Пробивное напряжение трансформаторного масла опре¬
деляется не общим содержанием поды, а ее концентрацией
в эмульсионном состоянии.
Механические примеси яв.ляются нерастворимыми ве¬
ществами, которые могут находиться в трансформаторном
'.теле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Они
представляют собой волокна, пыль, продукты растворения
в масле красок,, лаков и изоляции. Примеси могут быть
в виде угля, которые образуются при электрической дуге,
а также шлама, (продукты окисления масла).
По мере старения в масле накапливается шлам, кото¬
рый осаждаясь на изоляции силового трансформатора,
ухудшает ее Изоляционные.' свойства.
Механические примеси, имеющие размер менее 5 мкм,
являются наиболее опасными из-за их высокой: способно¬
сти проникать внутрь твердой изоляции.
Содержание 2-фурфурола. Фурановые соединения
образуются как продукты частичной деструкции целлю¬
лозной. Изоляции в трансформаторе в результате термо-
окиелителытого и гидролитического превращения целлю¬
лозы.
Под действием высокой температуры и влаги происхо¬
дит гидролиз целлюлозы с. образованием молекул' глюко¬
зы, находящейся в форме? а-глюкопиратюзы; и таутомерной;
ей а-глюкофуранрзы. При повышенной температуре при
кислотном катализе имеющиеся в трансформаторном масле
моносахариды подвергаются дегидратации, причем из
глюкофуранозы образуется фурфурол.
Главным продуктом: распада сахаров являются й-окси-
метилфурфурол, фурфурол, метилфурфурол, причем: со¬
держание последнего ничтожно мало по сравнению с ко¬
личеством: образующегося 5-оксиметилфурфурола. и фур¬
фурола.
Содержание полихлорированного бифенила представ¬
ляет собой: органическое соединение хлора с формулой;
28

С 1211 ю( 1 . Полихлорированные.. Дифенилы присутствуют
в безуглеродной копиралытой бумаге.
Содержание ароматических углеводородов. Аромати¬
ческие углеводороды и родственные серо- и азотсодержа¬
щие соединения имеют три и более сопряженных аромати¬
ческих. кольца. Эти кольца могут иметь заместители - ко¬
роткие алкильные: иди циклоалкильные группы.
Содержание ароматических углеводородов определяет
процесс: старения масла, что приводит к ухудшению элек¬
троизоляционных свойств трансформаторного масла.
Наиболее стабильными являются ароматические угле¬
водороды, имеющие короткие боковые цепи. Процесс их
окисления проходит с образованием: продуктов уплотне¬
ния. Если длина цепи, увеличивается, то .стабильность
.снижается.
Содержание антиокислителыюй присадки определяет
процесс окисления масла, образование осадка и рост кис¬
лотности. Оценка количества антиокисЛительной присад¬
ки в трансформаторном, масле необходима для контроля
снижения ее концентрации при эксплуатации.
2.2.	ТРЕБОВАНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
Основными требованиями к трансформаторным: маслам
являются:
-	обеспечение ими электроизоляционных свойств;
-	отвод тепла от оборудования;
-	не образовывать с воздухом взрывоопасную смесь;
-	стабильность при эксплуатации: и хранении при высо¬
ких и низких температурах;
-	совместимость с твердой изоляцией: и конструкцион¬
ными материалами (не должно их разрушать и загряз¬
няться ими).
Для России актуальным показателем является темпера¬
тура застывания трансформаторных масел.
Требования к трансформаторным маслам определены в
международных стандартах МЭК (IEC) 60296 “Fluids for
29

Electrotechnical Applications - Unused Mineral in Sulating
Oils for Transformers and Switch Gear" и ASTM D3487
“Standard Specification for Mineral Insulating Oil Used in
Electrical Apparatus”:.
ГОСТ P 54331-2011 является адаптированным стандар¬
том МЭК 60296:2003 для российских энергетических
предприятий,
В. стандарте МЭК 60296:2003 предусмотрены три класса
трансформаторных масел: для южных районов (с темпера¬
турой застывания не. выше, -30 С) устанавливают класс 1:
класс II для северных районов (с температурой застыва¬
ния не выше -45 ИС) и Щ - для арктических районов
(с температурой застывания -60 °С) (табл. 2.1). Буква, А
в обозначении класса указывает на. содержание в транс¬
форматорном масле ингибитора окисления. Масла классов
I и IA в России, не производят и не применяют. Стандарт
также устанавливает диапазон кинематической вязкости'
для трансформаторных масел rip и температуре 40 ( от
.3,5 до 11 мм у#.
Таблица 2.1
Требования Международной электротехнической комиссии
к трансформаторным маслам классов II, ПА, III, ША
(Стандарт МЭК 60296:2003)
Показатель
Метод испытаний
Требования к клас¬
сам
II и ПА
III и ША
Кинематьиейяая вязкость,
ммф%;, при температу ре:
•.'.10 V
ISO ЭТОТ
11,0
3,5
-30 ЛС
1800
-
О
О
О
1
-
150
Температура, Щк
вспышки в открытом тиг-
ISO 2719
130
95
ле} не ниже
застывания., не выше
ISO 3016
18
-60
Внешний вид
Определяется низ'.
Прозрачная жид-
а ль но в проходя-
кость, не
содержа-
щем свете при ком-
щая осадка и взве-
натной температуре
шейных частиц
и толщине 10 см
30

!! он да Л же н И е та б л. 2.1
Показатель
Метод испытаний
Требования к клас¬
сам
II и ПА III и ША
Плотность, кгДдм3
ISO 3675
4 0,895
Поверхностное натяжение,
И М. при Щ,:Щ
ISO 62 9 S'.
:.См. примечание 1
Кислотное число:, мг КОН г
Поп. 7,7 МЭК 296
еЙ 0,03
Коррозионная сера
ISO .5662
Не коррозионно
Содержание воды, мт/“йт
МЭК 733
См. примечание 2
Содержание антиокисли¬
тельных присадок
МЭК 666
Для классов II и
III - ОТСуТСТВИе, ДЛЯ:
классов ПА и 11 1 :\
см. примечание1 3
Окислительная стабиль¬
ность:
кислотное число,
мг КОН. г
массовая доля осадка, %
МЭК Т125А для
классов II и III
МЭК 1 I2..B для
классов ПА и ША
■я4
а; 0,1, см. примеча¬
ние 4
Пробивное напряжение, кВ:
в состоянии поставки
после обработки
МЭК 156
| 30
Тангенс угла диэлектриче¬
ских потерь при 90>°й и
Гц
МЭК. 247
-л.1.00.1
Результат показывает, что загрязнения могут быть легко удалены
обычными средствами обработки.
Примечания: % Спецификация не нормирует этот показатель,
хотя некоторые национальные стандарты включают требование не
менее: 40-10-3 Н:/м. Ц, Спецификация не нормирует. ..hoi показатель,
хотя в некоторых' странах существуют нормы 30 мг кг при Отгрузке
партией и 40 мвуфг при отгрузке: в бочках, 3. Тип и содержание анти¬
окислителя согласовываются между поставщиком и потребителем,.
4, Спецификация не нормирует этот показатель. Известно, что хоро¬
шие масла имеют индукционный период более 120 ч.
По физико-химическим: ш эксплуатационным показате¬
лям Электроизоляционные масла должны соответствовать
требованиям и нормам: МЭК 60296:2003 (табл. 2.2).
31

T;i о.I и a a 2.2
Общие технические требовании к трансформаторному маслу
по МЭК 60296:2003
Значение
Транс-
Низко те мне-
Показатель
форма-
ратурное мае-
Метод, испытания
торное
ло для вык-
масло
лючателей
Футционалтые свойства
Кинематическая вяз-
ГОСТ Р 53708-2009
кость, м^'/fc не бойее,
при: температуре, *С:
или ГОСТ 33-2016
МО
9
ш
12
.3,5
12.00
-
id
400
Температура текучести,
60
ГОСТ 2 02 87-91 (ме-
не выше
год A). ASTM D9709,
гШЗЙ 166:1994
Содержание воды,
ЩЙДР
Стандарт МОК
мг У кг. не более
60814:1997 и 6.3
МЭК 60296:2003
Напряжение пробоя, кВ,
;ю:1;. го *
ГОСТ 658®66, МЭК
не менее
60156:1995 и-5.6
МЭК 60296:2003
Плотность, жх*ь&г при
ГОСТ Р НСШ675-
температуре^ МС, не бо-
2007, ГОСТ Р 51069-
лее:
97 или ASTM D4052-
.20
895:
09
15
897
Тангенс угла диэлектри-
0,005®
ГОСТ 6581-66,
ческих потерь (DDF)
МЭК 60247:2004,
при температуре 90 РС,
МЭК 61620:1998,
частоте 50 Гц, не более
ASTM D924-08 и,5.6
МЭК 60296:2003
ОчцШщй и
стойкость
Внешний вид
Прозрачная жидкость,
По 6.6 МЭК
без осадка и взвешен¬
ного вещества
60296:2003
Кислотность, мг KQHJ®
0.01
ГОСТ 11362—96,
масла, не более
ГОСТ 5985-79, МЭК
62021:2003,
ASTM D664:09a
32

!! он да Л же н И е та б л. 2.2
Показатель
Значение
Метод испытания
Транс¬
форма¬
торное
масло
Низкотемпе¬
ратурное мас¬
ло для вык¬
лючателей
Поверхностное натяже¬
ние при температуре
,ШИЙ> м11 м. не менее:
40
ЕН 14210,
ASTM 0971 99а
Содержание серы, не
более
Не нормируется. Опре¬
деление обязательно
ГОСТ Р ЕН ИСО
14596-2008, ГОСТ Р
53203-2008 или IP
373 ASTM 04294-10
Коррозионная сера
Отсутствие
Стандарт DIN 51333
Содержание ингибитора
окисления, 18* не более,
0,23-0,40
Стандарт МЭК
60666:2010 или МОК
61123:4992
Содержание 2-фурфуро-
да, mi кг. не более
0,1
Стандарт МЭК
61198:1993
Содержание механиче¬
ских примесей
Отсутствие
ГОСТ 6370
! !i;e 1, ел. ЦНТ, не более
1,0
ГОСТ 20284-70,
ASTM D1500
Испытание: корродирую¬
щего действия на пла¬
стинку из. меди марки
Ml К 'или М 2 по ГОСТ
839-20 И
Рс
Стойкость к окислению
в течение 300 ч:
Общая кислотность,
мг К<ИГ л', не более
массовая доля осад¬
ка, %,, не бодее
тангенс угла диэлек¬
трических потерь
(ГНИ-) при 90 '-’С,- не
более
Выдержив
гбочые' Шр
0,13
0,005:
0,0305
ает
актеристики
1,2
0,8
0,5005
ГОСТ 2917 или-
ASTM 012:75-06
грет 6581-66, МЭК
6 1 12л :1992 (метод С)':
МЭК 60247:2004,
МЭК 61620:1998,
ASTM D924-08
ГазосЯойкоеть Б э лектри¬
ческом поле, мкл/мин
Не нормируется,, опре¬
деление обязательно
ГОСТ 13003-88
МЭК 60628:198®
(метод А),
.\STM 1)2300 08
33

!! он да Л же н и е та б л. 2.2
Значение
Транс-
Ниэкотемпе-
Показатель
форма.
ратурное мае-
Menu испытания
торное
л О ДЛЯ БЫК-
масло
лючателей
Стабильность против
окисления ( (§§$<§{, 14 ч,
50 мл мин):
ГОСТ9К1 7;.
масса летучих низко¬
молекулярных кис¬
лот, мг КОН/г мас¬
ла , не более
0,04
массовая доля осад¬
ка, %, не более
0,015
—
кислотное число оки-
0,1
-
елейного масла, мг
К< >11 г масла, не
(далее
Вщшаёность, охрана здоровья ш окружающей среды
Температура вспышки,
135
100
ГОСТ Р КМ И С О
определяемая в закры-
2719-2008, ГСН.Д' Р
том тигле, “О, не ниже
:Ш279-2010 или
ГОС Г 6.М6 .2
Массовая доля полици-
1
По стандарту IP 346
клических ароматичес¬
ких углеводородов, %,
не более
Содержание пблихЛори-
Отсутствие
МЭК 61619:1997
ров энных бифенилов
(РСВ), мг^гкг
1Для поставки в бочках.
-Для поставки в промежуточных контейнерах для наливных, тру
ЗОВ.
^Напряжение пробоя без подготовки пробы.
4Напряжение; пробои с учетом подготовки
пробы по III МЭК
60296:2003,
;)При проведении испытания по стандарту значение тангенса угла
диэлектрических потерь при 90 °С может выражаться в процентах.
Стандарт предусматриваем опредДаециД основных фи¬
зико-химических и Эксплуатационных показателей транс¬
форматорного масла, а Также значения поверхностного
натяжения, стабильности против окисления, тангенса,угла
34

доилокфичоекпх потерь, массовой доли полищждических
ароматических, углеводородов и других показателей.
На основе стандарта МЭК 60296:2003 разработано РД
34.45-51.300-97 «Объем:: и нормы испытаний электрообо¬
рудования», г. котором приведены нормы по основным по¬
казателям, в частности, пробивному напряжению для мас¬
ла, в зависимости от рабочего напряжения оборудования,
содержанию воды и иазонаеытценноети, поверхностному
натяжению, тангенсу угла диэлектрических потерь при
90 °С и 40-60 Гц и др. (табл. 2.3).
Га а л и u;i 2,3:
Требования к качеству трансформаторных масел
при эксплуатации по РД 34.45-51.300-97
Показатель
качества масла
и номер стан¬
дарта на метод
испытания
Категория эдек-
трооббрудов ании
Значение показате¬
ля качества масла
Примечание.
Me юлы
испытаний;
ограничи¬
вающее об¬
ласть нор¬
мального
состояния
пре¬
дельно
допу¬
стимое
Пробивное
Злектрооборудо-
ГОСТ
напряжение.
вание:
6581-73
кВ, не меней
ДО 1.) кВ вклю-
-
20
чительно
до, 33 кВ вклю-
-
23
чительно
от 60 до I/O кВ
10
т
включительно
от 220 до 500 кВ
30
ш
включительно
7.10 кВ
60
.33
Кислотное чис-
Силовые и и.гме
0,10
0.25
ГОСТ
ло. мг КОЙ/г
рительные транс-
:|983-79
масла, не более
форматоры, негер-
метичные маслона-
полненные вводы
Демпература
Ситовые и изме-
Снижение
123
ГОСТ
вспышки в зак-
рительные транс-
более чем
бЛЗб 7.Г
рытом тигле,
форматоры, нее
на 5 Т'С в
*!С, не ниже
герметичные мае-
сравнении
лонаполненные
С. предыду
вводы
щим ана-
лизом
35

Продолжение i ao.i. 2Л
Показатель
качества масла
и номер стан¬
дарта на метод
испытания
Категория элек¬
трооборудования
Значение показате¬
ля качества масла
Примечание.
Мен.иы
Испытаний
ограничи¬
вающее об¬
ласть нор¬
мального
состояния
пре¬
дельно
допу¬
стимое
Влагоеодержа
Трансформаторы с
0,0015
0.002а
ГОСТ
ние, % массы
пленочной или
(15)
(25)
7822-75,
(г - г). не более
азотной защитой,
: ГОСТ
герметичные мае-
1547-84 (ка-
лонаполненные
явственно)
вводы, герметич-
ные измерительные
трансфор маторы
Тйловые и н.чме
-
0.0030
рительные транс-
(зо)
форматоры без
специальных за-
щит масла, негер-
Допускается
метичные маелона-
определение
полненные вводы
данного по-
Э лектрооб орудо-
Отсут-
Отеут-
казателя ме-
вание при отсут-
с.тБие
ствие
тодом Карла
ствии требований
Фишера или
пр е д п р ият ий- и з г о -
хроматогра-
товителей по коли-
фическим ме
чественному опре-
тодом по Р'Д
делению данного
34,43.107-95
показателя
Содержание
Эяектроо.борудо^
( ) TC V 1
Отсут-
ТОСТ
механических
вание:
ствие (13)
ствие
6370-83
примесей, %,
до 220 кВ вклю-
(13)
(класс чисто-
чительно
РТМ
ты), не более
свыше 220 до
0,0020
о,оозо.
34.70.653-83,
750 кВ вклю-
(11)
(12)
ГОСТ
чительно
17216-71
Тангенс угла
Силовые и н.чме
ГОСТ
диэлектричес-
рительные транс-
6581-75.
ких потерь при
форматоры, высо-
Проба масла
температуре
ковольтные вводы:
дополните ль-
70, 50 Ч. , ■%,,
ПО-150 кВ
б. 12
10/15:
ной обработ-
не более
включительно
ке не подвер-
220-500 кВ
5/8
7 Ю
гается.
включительно
Норма tg 5
750 кВ
'й:0
при 70 С фа-
культативна
36

Продолжение i ao.i. 2Л
Показатель
Значение показате¬
ля качества масла
качества масла
и номер стан¬
дарта на метод
испытания
Категория элек-
троо;борудо.в ания
ограничи¬
вающее об¬
ласть нор¬
мального
состояния
пре¬
дельно
допу¬
стимое
Примечание.
Методы
испытаний
Содержание
водораствори¬
мых кислот и
щелочей,, мг
КОН/г, не
более
Силовые транс¬
форматоры, гер¬
метичные высоко¬
вольтные вводы,
герметичные из¬
мерительные
трансформаторы
до 750 кВ вклю¬
чительно
Н е ге р мет ичные
высоковольтные
вводы и измери¬
тельные трансфор¬
маторы до 500 кВ
включительно
0,014
о,озо
-
РД
34.43.105-89
Содержание
антиокислитель -
ной присадки
Агидол-1 (2,6-
ДИ 1 ре 1
тил-4-метилфе-
нол или ионол),
% массы, не ме
нее
Т рансфор маторы
без специальных
защит масла, не¬
герметичные мас¬
лонаполненные
вводы свыше
110 кВ
0,1
РД
;34.|3vJ.0|-89
Содержание
растворимого
шлама, % Мас¬
сы, не Долее
Силовые и изме¬
рительные транс¬
форматоры, не¬
герметичные высо¬
ковольтные вводы,
свыше 110 кВ
0,005
РД
живи*®
Г азосодержание
в соответствии
с инструкциями
предприятия-
изготовителя, %
объема, не бо¬
лее
Т рансфор маторы
с пленочной защи¬
той, герметичные
маслонаполненные
вводы
2
4
РД
ЖжйШЧЙ
37

Продолжение i ao.i. 2Л
Показатель
качества масла
и номер стан¬
дарта на метод
испытания
Категория элек¬
трооборудования
Значение показате¬
ля качества масла
Примечание.
Методы
испытаний
ограничи¬
вающее об¬
ласть нор¬
мального
состояния
пре¬
дельно
допу¬
стимое
Удержание
фурановых
производных, Щ
массы, не более:
(в тбм числе
фурфурола)*
Трансформаторы
и вводы свыше
110 кВ
0,0015
(0,001)
Щ
31,й34о&е9:4
или РД
34.51.304-94
-Этот показатель рекомендуется определять также в случае обна¬
ружения в трансформаторном маеде значительных количеств СО и
С02 хроматографическим анализом растворенных газов, которые сви¬
детельствуют: о возможных дефектах и процессах разрушения твердой
изоляции.
По РД 34.45-51.30(3—97 содержание механических при¬
месей в трансформаторном масле не должно быть больше
11 -го класса чистоты для оборудования с напряжением до
220 кВ, а для оборудования с напряжением выше 220 кВ -
не больше 9-го класса. В документе предусмотрено, что
после наливки трансформаторного масла, в оборудование
допустимо снижение значения пробивного напряжения на
5 кВ, ухудшение класса чистоты на единицу я увеличение::
содержания воздуха на 0,5 об. %.
С 2012 г. в России введен в действие стандарт РОСТ Р
54331-2011 (МЭК 60296:2003). Требованиям стандарта со¬
ответствуют масла, произведенные на, базовых маслах, по¬
дученных на основе процесса гидрокрекинга и по тради¬
ционной технологии, позволяющих снизить до минимума
содержание серы и полициклических ароматических угле¬
водородов. Стандарт устанавливает два класса нефтяных
изоляционных масел: трансформаторные масла и низко¬
температурные масла для выключателей. По физико-хими¬
ческим и эксплуатационным показателям электроизоляци¬
онные масла должны, соответствовать требованиям й нор¬
мам, приведенным в табл. 2.2.
38

T;i о.I и a a 2.4
Допустимые значения вязкости и температуры текучести
трансформаторных масел при различных значениях температур
включения нагрузки при холодном запуске трансформатора
Температура.,
Вязкость, мм-Лс, не:
более
Температура кч:у чо
пи. D:C, не болеет
0
1800
-10
-20
1800
-30
зо
1800
-40
-40
2500
-50
*В настоящем етандарте не устанавливается Нижний предел апаче
ний вязкости., но при определенных условиях масла с вязкостью менее
Щ mmF#s, при:+40 °у; могут рассматриваться как потенциально опасные
для работы.
В стандарте дополнительно определены низкотемпера¬
турные требования Lowest Cold Start Energizing Tempera¬
ture к трансформаторным маслам: (табл. 2.4).
Трансформаторное масло, поставляемое на внутренний
рынок Российской Федерации, должно иметь вязкость не
более 1200 мм^фс при температуре -30 °С и температуру
текучести не выше,- -45
Низкотемпературное масло для выключателей должно
иметь вязкость при температуре -30 °С не более
400 ммСтандартной температурой, для низкотемпера¬
турных масел для выключателей определена, температура
-40 С . но покупатель и поставщик по согласованию могу г
установить другую температуру.
Стандарты ГОСТ Р 54331-2011 (МЭК 60296:2003) и
I ЕС 60296:2003 устанавливают нормы поверхностного на¬
тяжения для свежих трансформаторных, масел, которое
должно быть не менее 40 м i I М (определяемых по ASTM
D971-99a). Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС» - СТО 56947007¬
29.180.010.070-2011 л,Методические указания по определе¬
нию поверхностного натяжения трансформаторных масел
на границе с водой методом отрыва кольца» предусматри¬
вает норму для свежего масла и предельно допустимое
значение показателя при эксплуатации масла. Для транс¬
форматора мощностью 150 кВт при; достижении поверх-
39

Таблица 2.5:
Нормы изменения поверхностного натяжения
трансформаторного масла
Этап
Состояние m.'kvi.'i
Поверхностное натяжение
(7. Ml 1. М
1
Свежее
Не менее 40
2
Работавшее
Дот плен я 28
а
Требует замены, трансформаторы
150 кВт
Не менее 22
ностного натяжения трансформаторного масла 20 MHjf$
его необходимо заменить (табл. 2.5).
В настоящее время для трансформаторных масел дей¬
ствует стандарт М.'Ж 60296:2012, который является фак¬
тически редакцией стандарта МЭК 60296:2003, но в нем
прописаны более жесткие требования по окислительной;
Стабильности и содержанию серы в трансформаторных
маслах. Все приведенные НТД являются действующими
для трансформаторных масел.
2.3.	МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
СВОЙСТВ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
Основные физико-химические показатели, которые опре¬
деляют для трансформаторного масла.по МЭК 60296:2003,
приведены в табл. 2.6.
2.3,1 КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ
Значение кинематической вязкости трансформаторных
масел определяют по ГОСТ 33-2016 или ASTM D445-19a
путем: измерения времени истечения через капиллярный
вискозиметр Некоторого объема жидкости за счет действия
40

Таблица 2.6
Основные физико-химические показатели трансформаторного масла
по МЭК 60296:2003
Но¬
мер
Показатель
Метод испытаний
1
Кинематическая вязкость
ГОСТ 33-2016
2
Температура текучести (застывания)
ГШЩ 20287-91 (ме
тод А)
|
Температура вспышки
тред Р КМ ИСО 2719¬
2008
4
Напряжение пробоя
МЭК 60156-2013
й
Плотность
ГОСТ Р ИСО 3675-2001
б
Тангенс угла диэлектрических потерь
при температуре. 90 °С
1 <:к, г 6531-96
.7
Кислотность
ГОСТ 11362-96
8
Поверхностное натяжение
ASTMD971
9
Общее содержание серы
ГОСТ Р ЕН ИСО 14596¬
2008
10
Коррозионная сера
DIN 51353-1985
11
^Одержание антисжиелительцой присадки
МЭК 60666-2013
12
Содержание 2-фурфурола
МЭК 61198-2013
13
Содержание воды
МЭК 60814-2013
14
Содержание полихлорированных бифе¬
нилов
МЭК 61619-2013
ш
ГазосТойкость
МЭК 60628-2013
16
Содержание полициклических аромати¬
ческих углеводородов
IP 346:1996
17
Стабильность против окисления
МЭК 61125-2013
18
Испытание корродирующего; .действия на
пластинку из. меди марки Ml К или М 2
ГОСТ 2917-76
19
©Одержание механических примесей
1ЧК Т 6.170 83
20
Цвет
ГОСТ 20284-74
21
Стабильность против окисления
Г( >С Г 981-21
ш

силы тяжести (с.м. рис. 2,1). Температуры измерения ки¬
нематической вязкости - 40,; 50, 100 °С. и - 30 °С.
Определение кинематической вязкости при: низких тем¬
пературах проводят по IEC 61868:1998.
2.3.2.	ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ
Температуру застывания трансформаторного масла изме¬
ряют по ГОСТ 20287-91 (метод Б) или ASTM D5949-16.
2.3.3.	ТЕМПЕРАТУРА ВСПЫШКИ
Физическая стабильность трансформаторного масла
оценивается Температурой вспышки его паров (ГОСТ
4333-87 иди ISO 2592:2000, ASTM D92-18). Масло нагре¬
вают с установленной скоростью до тех пор, пока не про¬
изойдет вспышка паров масла над. его поверхностью от
зажигательного устройства. Чем ниже а га температура,
тем- больше- в масле визкокипящих углеводородов и тем
более склонно оно к испарению.
2.3.4.	НАПРЯЖЕНИЕ ПРОБОЯ
Пробивное напряжение трансформаторного масла о прет
деляется при частоте 50 Гц и при одинаковой' Температуре
масла и окружающей среды в пределах 15 35 °С.
Определение напряжения пробоя масла производится в
измерительной ячейке по ГОСТ 6581-75. Электроды в
ячейке смонтированы так, чтобы их оси располагались на
одной горизонтальной плоскости, параллельной: нижней
поверхности испытательной ячейки (рис. 2.2).
Зазор между электродами составляет 2,5±0,05 мм, Про¬
верка зазора осуществляется шаблоном-калибром (шаблон;
с номинальным размером- 2,45 мм должен проходить
между электродами, а шаблон с номинальным размером
2.55 мм не должен проходить между электродами). Изме¬
рительная ячейка аппарата должна быть постоянно запол¬
нена. трансформаторным маслом во избежание попадания
42

Рис. 2,2. Измерительная
ячейка для определения
пробивного напряжения:
/ - сосуд для жидкости; 2 —
электрод; - вводы Элекг
т'р&дов
Рис. 2.3, Прибор для изме¬
рения напряжения пробоя
АИМ-90А
в нее механических примесей и влаги. При применении
новой измерительной ячейки после длительного ее хра¬
нения или после испытания сильно загрязненной жидко¬
сти ячейку обрабатывают последовательно керосином по
ГОСТ 18499-73 и петролейным эфиром с пределами ки¬
пения 80-120 °С. Первое испытание производят через
10 Мин после заполнения ячейки. Далее осуществляют до¬
полнительно пять последовательных пробоев с интервала¬
ми между каждым из них, равными 5 мин.
Для измерения пробивного напряжения трансформатор¬
ного масла можно применять прибор АИД-70 (класс точ¬
ности 1.0 по ГОСТ 8.401-80; диапазон измерения от 0 до
70 кВ) или ВА60 - портативный анализатор диэлектричес¬
ких свойств трансформаторного масла на пробой до 60 кВ.
Используют также автоматические приборы определе¬
ния пробивного напряжения трансформаторного масла,
например АИМ-90А (рис. 2,3).
43

2.3.5.	ПЛОТНОСТЬ
Определение плотности осуществляют по ГОСТ Р
51069-97 или ASTM D1298-126, или ASTM D4052-18а при
температуре 15 °С. При использовании ареометра, который
калиброван при температур©, отличающейся от 15 °С, кор¬
ректируют результат по ареометру, калиброванному при
15 Дополнительно определяют Щютность при 20 (/.
2.3.6.	ТАНГЕНС УГЛА ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ (DDF)
Испытания проводят в соответствии с требованиями
ГОСТ 6581-75, который соответствует МЭК 156.
Для измерения диэлектрической" проницаемости и угла,
диэлектрических потерь (tg 6) используют схему для кон¬
денсатора, который принимают как идеальный конден¬
сатор с. последовательно включенным активным сопро¬
тивлением. (последовательная схема) или как идеальный
конденсатор с параллельно включенным' активным сопро¬
тивлением (параллельная схема). Наибольшее распро¬
странение получили мостовые схемы (мост переменного
тока Шеринга) для измерения емкости и тангенса угла ди¬
электрических потерь. По полученным данным измерений
рассчитывают угол диэлектрических, потерь (tg 5).
Измерительная ячейка помещается в специальном аппа¬
рате, который включен в электрическую схему измерений.
Применяют ячейки двух видов: цилиндрические и плос¬
кие*, конструкции которых представлены (рис., 2.4 и 2.5).
Определение тангенса угла диэлектрических потерь и
диэлектрической проницаемострг трансформаторных масел
до температуры 90 °С с применением горизонтальной
ячейки реализовано в испытательном комплексе «Ди-
атрано (рис. 2.6). Применение герметичной цилиндриче¬
ской ячейки с вертикально расположёнными электродами;
облегчает процедуру ее промывки и дает возможность не
производить разборку ячейки, после испытания каждой
пробы масла.
В малообъемном термостате с Щектронной системой
управления нагрев проб происходит в автоматическом ре-
44

Рис* 2.4. Схема цилиндриче¬
ской измерительной ячейки
трехзажимного типа для оп¬
ределения тангенса угла диэ¬
лектрических потерь, диэлек¬
трической проницаемости и
удельного объемного элект¬
рического сопротивления:
1 — измерительный электрод
(внутренний); 2 — высоко¬
вольтный электрод (внешний)
7
жиме от температуры окружающей среды (20 °С) до тем¬
пературы 90 °С за 30-35 мин. Поддержание заданной тем¬
пературы обеспечивается с точностью ±0,5 °С.
Рис. 2.5, Схема плоской измерительной ячейки трехзажимного типа,
применяемой при определении тангенса угла диэлектрических потерь,
диэлектрической проницаемости и удельного объемного электрическо¬
го сопротивления:
/ - измерительный электрод (внутренний); 2 - высоковошазтный аяек-
трод (внешний); 3 - охранный электрод; 4, 5 - прокладки из твердого
,i::i •. hi шиявя • I,- нэп рвала с высоким алектричеекия1 шнровияленшм:;
6 - зажимы дай: соединения' © измерительной схемой
45
тпт

Рис. 2.6. Испытательный комплекс «Диатранс
В испытательном комплексе использован экранирован¬
ный блок высокого напряжения (БВН-2П) со встроенным
эталонным конденсатором. Все элементы БВН-2П разме¬
щены в металлическом корпусе, а используемый высоко¬
вольтный трансформатор имеет мощность не более 20 Вт.
Мощность трансформатора достаточна для его работы на
емкостную нагрузку до 500 пФ.
2.3.7. КИСЛОТНОЕ ЧИСЛО
Причины изменения кислотного числа трансформатор¬
ных масел: окисление базовой основы, срабатываемость
окислительных присадок, несовместимость трансформа¬
торных масел при доливе. Кислотное число трансформа¬
торных масел определяют методом титрования (колори¬
метрическим по изменению цвета или потенциометриче¬
ским по изменению потенциала) и оценивают количеством
миллиграмм гидроксида калия (КОН), идущего на ней¬
трализацию кислых продуктов, содержащихся в грамме
масла. Для анализа темных масел используют потен-
46

Рис. 2.7. Автоматический
штратор
ИИПМС1 ричеекое титршание на ап гоча гинесы >м i м граюре
(рис. 2.7).
Применяемые стандарты:: ГОСТ 32327-2013, ASTM
D664-18e2f ASTM D974-14e2, ASTM 03339-12(2017).
2.3.8. СЕРА
Дли I hi |>еде. icm и я общей ©еры в трансформаторных ЩС-
лах могут использоваться различные стандарты, в частно¬
сти: ГОСТ Р 51947-2002 или ГОСТ 1437-75, ASTM
D4294-16el, ASTM 06481-14(2019).
Так, ГОСТ Р 51947-2002 и ASTM 0129 I 1 устанавли¬
вают метод определения серы энергодисперсионной рент-
;Шаоф.'|уо|хч-цет ион снокт poMeipneii для оценки массовой
доли серы от 0,0150 до 5,00 % масс, в смазочных маслах
и г. других нефтепродуктах. Меюд обе< почивае! быстрое
и точное измерение общей серы в нефти и нефтепродуктах
<■ минимальной п<|Дготпк<iii образца:. Время анализа i»б-
разца обычно составляет 2-4 мин. Сущность метода сос¬
тоит В том, иго испытуемый образец помещают в пучок
лучей4 испускаемых источником рентгеновского излуче¬
ния. Измеряют характеристики анергии возбуждения от
47

рентгеновского излучении и сравнивают полученный сиг¬
нал счетчика- импульсов С сигналами счетчика, получен¬
ными при испытании заранее подготовленных калибро¬
вочных образцов. Общий вид прибора для определения
серы методом .тнергоднепергионной реитгеноф. lyopociteii г
ной спектрометрии приведен на рис. 2.8.
В свою очередь» ГОСТ 1437-75 устанавливает ускорен¬
ный метод: определения массовой доли: серы но менее
ОД % в темных нефтепродуктах, включая масла и оста¬
точные нефтепродукты, а также в нефти, коксе и серосо¬
держащих присадках. Метод заключается в сжигании
Нефтепродукта в струе воздуха, улавливании образующих¬
ся сернистого и серного ангидридов раствором перекиси
во.юрода с серной кислотой и ппропапин раствором гид¬
роокиси натрия.
По ГОСТ 33254-2015 или DIN 51353-1985 определяют
наличие коррозионной серы в трансформаторном масле
путем выдерживания серебряной полоски в изоляционном
масле при температуре 100 °С в течение 18 ч. с последую¬
щей визуальной оценкой изменения цвета поверхности по¬
лоски. Если изоляционное масло не содержит коррозион¬
ную серу, то оно не вызывает заметного изменения цвета
серебряной пластины при испытаний.
Рис. 2.8. Прибор для определения серы методом энергодисперсион¬
ной рентгенофлуоресцентной спектрометрии
48

2.3.9.	АНТИОКИСШГГЕЛЪВЪ]Е ПРИСАДКИ
Определение 2,6-ди-трет-буТйлгпара-крезола и 2,6-ди-
mpem-бутйлфенола в новом электроизоляционном .числе
оценивает количество антиокислительной. присадки, кото¬
рое было введено в трансформаторное масло. В отрабо¬
танном масле измеряют количество присадки, оставшееся
после окисления. При получении ИК-спектра электроизо¬
ляционного масла, ингибированного любым из этих, соеди¬
нений, наблюдается увеличение поглощения Спектра на не¬
скольких длинах волн (или волновых числах). Для 2,6-ди-
треж-бутилшара-крезола дает выраженное увеличение по¬
глощения при 2,72 мкм (3650 см-1) и 11,63 мкм (860 см 1).
Для 2,6-дI г-////-'(7//-бу гплфк 'I io.'ki дает выраженное увеличе¬
ние поглощения ирге 2,72 мкм (3650 см"1) и 13,42 мкм
(745 см '). При проведении:;ртого испытания на другом',,
менее окисленном числе, получают спектр между 2,5 .мкм
(4000 см-1) и 2,9 мкм (3450 см-1), поскольку прибор ком¬
пенсирует присутствие влаги и на полосу" не влияют меж-
молеку.лярные силы (ассоциации). Однако при испытании
высокоокйсЛенного масла или прй йспользовании однолу¬
чевого прибора Лучшие результаты получают при скани¬
ровании в диапазоне от 10,90 мкм (918 см-1) до 1 1,00 мкм
(714 см-1). Применяемые стандарты: ГОСТ Р МЭК 60666¬
2013 или ASTM 02668-07(2013).
2.3.10.	2-ФУРФУРОЛ
Так, 2-фурфурол и родственные фурановые соедине¬
ния, образующиеся при разложении целлюлозной изоля¬
ции и переходящие в трансформаторное масло, определя¬
ют методом высокоэффективной жидкостной хроматогра¬
фий, Перед испытанием производные фурана выделяют из
трансформаторного масла методом жидкостной экстракции
или с использованием сплина гелевого картриджа.
При жидкостной экстракции в мерный цилиндр вме¬
стимостью 25 ем^ помещают приблизительно 20 см^ пробы
масла, взвешенной с точностью до 0,1 мг, добавляют 5 см^
ацетонитрила. Полученную смесь помещают не менее чем:;

на 2 мин в механическое устройство для встряхивания.
Оставляют смесь до полного разделения слоев раствори¬
теля и масла. Экстракт далее анализируют. При выде¬
лении с помощью силикагедевого картриджа взвешивают
(10,0+0,1) г пробы масла й растворяют в 10 см^ н-гептана
(ч.д.а.). Новый силикагелевый картрвдж промывают 2 см^
//-пси га на, элюат утилизируют. Раствор пробы пропускают
через картрвдж. под легким вакуумом со скоростью потока
не более 3 см !. мин', затем пропускают 20 см^ н-пентана.
Все элюаты утилизируют. Картрвдж сушат под вакуумом
не менее 5 мин.
Снимают вакуум и; выделяют оставшийся материал;
элюентом, применяемым на. первых минутах хроматогра¬
фирования, используя в качестве дозатора шприц емко¬
стью 10 емФ Собирают первые 2 см^ экстракта в мерную
колбу вместимостью 2 см^.
Ультрафиолетовый детектор должен обеспечивать из¬
мерения при; следующих длинах волн: 220 нм - для 2-фур-
фурйдадкоголя; 275-280 нм - для остальных соедине¬
ний.
Максимальное, поглощение света, происходит прибли¬
зительно при следующих длинах волн: 5-гвдроксНметил-
2-фурфурол - 280 нм; 2-фурфурила.лкоголь — 215 нм;
2-фурфурол - 274 нм; 2-ацетофуран - 272 нм; 5-метил-
2-фур<Ьурол - 288 нм.
Применяемые стандарты: ГОСТ Р МЭК 61198-2013 или
ГОСТ IEC 61198-2014.
2.3.11.	ВОДА
Если концентрация воды в трансформаторном .'.гасло
превышает 500 мг,- кг (0,05 % масс,), то для определения
воды используют ГОСТ 2477-2014. Методы ИКФС позво¬
ляют обнаружить присутствие: воды в трансформаторных
маслах в концентрации более 1000 мцфкг. Определение
воды в масле: титрованием по методу Фишера возможно
при ее концентрации от 10 до 25 000 .чту кг.
Вода в трансформаторном масле, в основном определя¬
ется с гапдап гам и: ГОСТ 7822-75, ГОСТ Р МЭК 60814¬
2013, ASTM D6304-16 и РД 34.43.107-97.
50

В России продолжает широко использоваться ГОСТ
7822-75 (гидридкальциевый метод). В основе его лежит
реакция:
СаНз + 2ШО Hf Он(Оi I)2 - 2112.
11о количеству выделенного водорода рассчитывается
содержание влаги.
По РД 34.43.107-95 определяют содержание воды ме¬
тодом газовой хроматографии. Условия хроматографичел
ского определения воды в трансформаторном масле следу¬
ющие: газ-носитель - гелий, скорость гелия — 50 мКфмин,
скорость ленты - 60 ммУ'ч, ток детектора - 170 мА, тем¬
пература хроматографической колонки - комнатная, тем¬
пература реакционного сосуда - 100 С.
В реакционный сосуд приставки вводят исследуемую
пробу масла в количестве: 1 мл. Определяют площадь пика
воды в исследуемой пробе масла. В реакционный сосуд
приставки вводят 1 мл калибровочного масла и оценивают
площадь пика. Расчет содержания воды в исследуемой
пробе масла (Аи) производят по формуле:
где ,-1 '* - содержание воды в калибровочном масле,
Аи - площадь (высота) пика воды для исследуемого масла,,
мм2; Ак — площадь (высота) пика воды для калибровочно¬
го масла, мм2.
В настоящее время определение количества воды по
ГОСТ 7822-75 и РД 34.43.107-75 заменяют на более лоч¬
ный: метод определения воды по Фишеру. Титрование, по
методу Фишера существует в двух, вариантах:
-	волюметрическое, в котором пробу масла титруют эта¬
лонным йодсодержащим реактивом: Фишера до изоэлек¬
трической точки эквивалентности;
-	кулонометрическое, которое проводится на кулоно¬
метрическом титраторе (рис. 2.9), в ячейке с маслом, на
аноде которой по реакции Фишера выделяется йод. После:
оттитровывания всей воды избыток йода, обнаруживают
электрометрическим детектором конечной точки И завер¬
шают титрование (1 моль йода реагирует с 1 молем воды
51

Рис. 2.9. Кулономет¬
рический титратор
и, по закону Фарадея, количество воды пропорционально
общему количеству потребленного тока).
В эксплуатации оборудования часто используют более
простые приборы, которые имеют несколько меньшую
точность, но достаточную, чтобы определить критическую
Рис. 2.10. Влагомер ВТМ-МК для определения содержания воды в
трансформаторном масле
52

концентрацию воды в трансформаторном .масле. Один из
таких приборов - влагомер трансформаторного масла
ВТМ-МК (рис. 2.10).
Во влагомере трансформаторного масла ВТМ-МК ис¬
пользуется кулонометрический метод измерения, который
не требует применения химических реагентов. Этот метод
основан на извлечении влаги, сухим газом-носителем из
находящейся в десорбционной колонке точно дозирован¬
ной пробы масла с последующим электролизом влаги в
кулонометрической электролитической ячейке.
В настоящее время в НТД на трансформаторные масла
в основном регламентировано определение воды по методу
Фишера - ASTM D6304-07 и ГОСТ Р 54281-2010.
2.3.12.	ПОЛИХЛОРИРОВА1ШЫЕ БИФЕНИЛЫ
Содержание полихлорированных бифенилов опреде¬
ляют по ГОСТ Р МЭК 61619-2013 «Жидкости изоляцион¬
ные. Определение загрязнения полихлорированными
бифенилами (РСВ) методом газовой хроматографии на
капиллярной колонке» (идентичен международному стан¬
дарту МЭК 61619:1997 «Изоляционные жидкости: За¬
грязнение полихлорированными бифенилами (РСВ). Ме¬
тод определения газовой хроматографией на капиллярной
колонке» (I ГС 61619:1997 "Insulating liquids - Conta¬
mination by polychlorinated biphenyls (PCB) - Method
of determiiial ion by capillary column gas chromato¬
graphy”)).
Производные ПХБ определяют методом газовой хрома¬
тографии с программированием: температуры. В хромато¬
графе используют высокоэффективную капиллярную ко¬
лонку для разделения смеси родственных ПХБ-продук-тов
на отдельные бифенилы или небольшие, группы перекры¬
вающихся ПХБ. Чувствительность Злекгронозахватного
детектора может уменьшиться в присутствии нефтяного
масла.. Д.ля сведения к минимуму указанного эффекта, в
настоящем методе пробу разбавляют в 100 раз. Для' уда¬
ления большей части примесей, которые могут помешать
определению, используют процедуру подготовки пробы
(очистку). Для идентификации отдельных бифенилов или:
53

групйы неразделенных бифенилов и облегчения вычисле¬
ния экспериментального относительного времени удержи¬
вания добавляют контрольные вещества, вре-мя удержи¬
вания которых -сравнивают щ массивом данных пиков
ЭОВУ. Относительные коэффициенты отклика, подучен¬
ный из массива данных и скорректированные гео экспери¬
ментальным относительным коэффициентам отклика для
контрольных веществ, используют для количественного
определения содержания отдельных бифенилов (или
группы родственных, бифенилов) в идентифицированных
пиках. Общее содержание ПХБ вычисляют суммировани¬
ем: полученных значений.
2.3.13.	ГАЗОСТОЙКОСТЬ
Газостопкость трансформаторного масла определяют по
ГОСТ МЭК 60628-2013 «Жидкости изоляционные. Опре¬
деление газостойкости под действием электрического нап¬
ряжения и. ионизации» (IIX. 60628:1985; “Gassin Go Einsu-
lating Liquid Send Ereiectrical Stress and Ionization*’).
Стандарт устанавливает два метода (А и В) опреде¬
ления способности изоляционных жидкостей: - выделять
или поглощать газ в камере специальной конструкции при;
действий высокого электрического напряжения, чтобы
вызвать электрический разряд в газовой фазе на грани¬
це раздела газ - масло, с использованием разной аппара¬
туры.
По методу А определяют способность изоляционной:
жидкости: выделять или поглощать газы в атмосфере водо¬
рода.. Результатом испытания является скорость выделе¬
ния/поглощения газа за относительно короткий промежу¬
ток времени. После осушения и насыщения водородом
изоляционную жидкость и водородную подушку над жид¬
костью подвергают воздействию радиально направленного
электрического гео ля в камере при; следующих условиях:
напряжение — 10 кВ; частота - 50 иди 60 Гц;: температу¬
ра 80 продолжительность испытания - 120 мин при
50 Гц или 100 мин при 60 Гц. Скорость выделения или
поглощения газа в результате реакций на поверхности
раздела раз - масло вычисляют по изменению объема за
54

единицу времени в результате изменения давления в зави¬
симости от времени.
Но методу В определяют характеристики газостойкости
изоляционной: жидкости с представлением результатов в
виде изменения объема .раза после; установленного времени
испытания. После осушения и насыщении азотом изоляци¬
онную жидкость и азотную подушку над жидкостью в
установленной камере подвергают воздействию радиально
направленного электрического поля при следующих усло¬
виях: напряжение - 12 кВ; частота - 50 или 60 Гц; темпе¬
ратура - 80 °С; продолжительность испытания -18 ч при:
50 Гц или 15 ч при 60 Гц. Одной из важнейших характе¬
ристик реакционной камеры является ограниченный объем,
газа, контактирующего с жидкостью. В связи с этим газы,
выделяющиеся на ранних стадиях определения газостой¬
кости по ГОСТ Р МЭК 60628-2013, могут значительно из¬
менить химическую природу газовой фазы и влиять как на
скорость, так и на. результат реакции на границе раздела
масло - газ. Количество выделенного или поглощенного
газа определяют по наблюдаемым изменениям объема газа.
По РД 34.43.107-95 определение: содержания воздуха
в трансформаторном масле основано на. оценке, теплопро¬
водности газов на газовом хроматографе. Измерения про¬
водятся на любом: тазовом хроматографе с датчиком теп¬
лопроводности с использованием- гелия в качестве газа-
носителя. Колонку длиной 2-3 м. е внутренним диаметром
2-3 мм заполняют 15 % ПЭГА на Полисорбе-1. Метод
основан на прямом: вводе малой, пробы масла, (25-100 мкл)
в испаритель хроматографа. Температура испарителя -
250-300 °С и вода, присутствующая в масле, переходит
в газообразное состояние. Вода, и воздух е газом-носителем
(гелием) переносятся в хроматографическую колонку, где
происходит их разделение, а затем - в ДТП.
Для защиты колонки от масла служит пред колонка.
Колонка и предколонка после проведения серии ана¬
лизов регенерируются методом обратной продувки
(рис. 2.11, б): при температурах 150-160 °С- для колонки
и 300-350: “С для испарителя. Отбор масла производится
в стеклянные медицинские шприцы емкостью 20 50 мл из
пробоотборного штуцера трансформатора через гибкий
щлацг.
55

а
Рис. 2.11. Схема хроматографической установки для анализа воздуха
и воды в трансформаторных маслах с устройством регенерации ко¬
лонки и предколонки:
а - анализ, б - регенерация; Ы I Г - блок подготовки газов: хроматогра¬
фа; / - дозатор, Ц - переключатель рода работ, 3 - испаритель, »| —.
предколонка, 5 - аналитическая колонка, 6 - колонка сравнения, jf -
ДТП, 8-10 - термостаты, соответственно, испарителя, колонок и:ДТП
По СТО 56947007-29.180.010.007-2008, с применением
методов газовой хроматографии проводится определение
содержания кислорода и азота в трансформаторных мас¬
лах..
2.3.14. СТАБИЛЬНОСТЬ ПРОТИВ ОКИСЛЕНИЯ
Метод определения стабильности против окисления по
ГОСТ 981-75 является основным для трансформаторных
масел,, используемых в российской: энергетике. Окисление
масла кислородом при повышенной температуре в присут¬
ствии катализатора проводится в специальном приборе,
разработанном в ОАО «ВТИ» (рис. 2.12). Современные
трансформаторные масла, которые имеют температуру
56

0 3О±1
7 ви тков
Диаметр сужения
(внутр.) в месте
впайки трубки
в сосуд для
окисления равен
2 ±0,2
0 43 ±2
Рис. 2.12. Общий вид прибора ВТИ
вспышки выше 200 °С, испытывают при температуре
155	('. скорости подачи кислорода 50 мл. мин. време¬
ни 14 ч. катализатор окисления - медная спиральная пла¬
стина.
Аппарат АПСМ-1М для определения стабильности
трансформаторных масел против окисления по ГОСТ
981-45, включающий прибор для окисления ВТИ, приве¬
ден на рис. 2.13.
Рис. 2.13. Аппарат
АПСМ-1М для опре¬
деления стабильности
трансформаторных ма¬
сел против окисления
57

Стабильность масла к окислению оценивается по по¬
казателям: кислотное число, количество летучих низкомо¬
лекулярных кислот и осадка, образующихся при окисле¬
нии.
По ГОСТ Р МОК 61125-2013 «Жидкости изоляционные
неиспользованные на основе углеводородов. Методы опре¬
деления стойкости к окислению» С Cruised hydrocarbon
based insulating liquids. Methods for evaluating the oxida¬
tion stability’') устанавливают три способа оценки стойко¬
сти к окислению нефтяных изоляционных масел. Общий
вид нагревательного блока приведен на рис. 2.11.
Пробирки для проведения окисления используют двух
видов: пробирка для метода (А), в которой проводят
окисление масла и определяют измените его показа и¬
лей (рис. 2.15, а), и систему из двух пробирок для окис*
ления и адсорбции (методы В и С); в одной пробирке
определяют показатели масла, а в другой - летучих не
гцеств (рис. 2.15, 6).
В качестве катализатора окисления во всех методах ис¬
пользуется чистая Медь в виде проволоки из мягкой элек¬
тролитической меди.
Рис. 2.14. Нагревательный блок:
1 — ДйиДвяяояйШ'Ея:; 2 - натреВйтеавньгй: блок и МЛШШШЬвсйо Шлава;
3 - втулка ИЗ: алюминиевого сплава;'; 4 — блок: Измерения температурь!
алюминиевого: сплава; 5 - теплоизоляция; 6 - верхним штой тшшоиао-
даш®
58

а	б
Рис. 2.15. Пробирки для окисления и адсорбции:
а - пробирка дли окисления (/ подана воздуха, 2 - конус В 24, 3 -
наружный диаметр (26,0+0,5) мм, толщина стенки (1,4±0,2) мм, 4 -
наружный диаметр (5,0+0,4) мм, толщина -стенки (0,8+0,1) мм, 5 -
в.к), ihhiioiiikhi или абсорбирующая жидкость; б - пробирки для окисле¬
ния и абсорбции компонентов масла ( / - подана воздуха, 2 - пробирка
для окисления, 3 - изоляционная: жидкость, 4 - адсорбционная про¬
бирка, 5 -- адсорбционный раствор с индикатором)
Метод А позволяет оценить устойчивость к окислению
неиспользованного нефтяного изоляционного масла, не
содержащего присадок.
Метод основан на непрерывным пропускании через
фильтрованное масло окислителя в присутствии чистом
меди при следующих условиях: масса масла - (25±0,1) г;
газ-окислитель - кислород; скорость потока газа -
(1 ±0,1) дм3/ч; температура - (100±0,5) °С; продолжи¬
тельность испытания - 164 ч; катализатор медная про¬
волока с площадью поверхности (9,7±0,1) см2.
Степень окисления оценивают путем определения коли¬
чества осадка, кислотного числа растворимой части и до¬
полнительно тангенса угла диэлектрических потерь.
Метод В используют для определения стойкости к
окислению неиспользованных ингибированных нефтяных
изоляционных масел.
После фильтрования масло окисляют в следующих
условиях: масса масла - (25+0,1) г; газ-окислитель - кис¬
лород; скорость потока газа - (1 ±0,1) дм3 ч; температу¬
ра - (120±0,5) °С; продолжительность испытания не уста¬
59

новлена; катализатор - медная проволока is площадью по¬
верхности (28,6+0,3) см2.
Оценочный показатель процесса окисления масла, -
время, необходимое для достижения кислотного числа ле¬
тучих компонентов масла, равного 0,28 str КОЯуЙг; Лету¬
чие- продукты окисления абсорбируют в водном растворе
щелочи, содержащей фенолфталеин в адсорбционной про¬
бирке. В качестве индукционного периода фиксируют
среднее значение времени^ соответствующее двум визуаль¬
ным проверкам до и после потери окрашивания содержи¬
мого абсорбционной пробирки.
Дополнительно определяют кислотное число раствори¬
мой и летучей частей масла, массовую долю осадка,и тан¬
генс угла диэлектрических потерь.
Метод С. После фильтрования пробу масла подвергают
окислению в следующих условиях: масса жидкости -
(25,0+0,1) г; гал-окпелп гель - воздух; скорость потока га¬
за, - (0,150+0,015) дмД*ч; температура - (120,0+0,5) : С:
продолжительность испытания - 164 ч; катализатор -
медная проволока, с площадью поверхности (28,6+0,3) см2.
Летучие продукты окисления абсорбируют в годе, содер¬
жащей фенолфталеин:
Для масел с повышенной Стойкостью к окислению тре¬
буется более продолжительное время испытания. При; ис¬
пользовании. настоящего метода, для определения индукци¬
онного периода испытание продолжают, пока кислотное
число летучей части значительно не превысит 0,10 мг
КОН/г. Для ингибированного масла, обычно требуется
более продолжительное время испытания.
Стойкость к окислению оценивают по кислотному числу
Летучих и растворимых компонентов масла и осадку.
2.3.15.	КОРРОДИРУЮЩЕЕ ДЕЙСТВИЕ
Определение коррозионного действия трансформатор¬
ного масла заключается в выдерживании металлической
пластинки в испытуемом продукте при повышенной тем¬
пера туре и фиксировании изменения внешнего вида пла¬
стинки, характеризующего коррозионное воздействие про¬
дукта на металл.
60

\b 2 a	3c	4 d
Рис. 2.16. Испытание трансформаторного масла на коррозионную
агрессивность
Метод используется для оценки склонности масел вы¬
зывать коррозию медьсодержащих сплавов. После воздей¬
ствия нагретого до температуры 120 °С масла на медную
пластинку в течение 3 ч медная пластинка сравнивается
с эталонами. При этом оценивается степень коррозии
по внешнему виду образцов по эталонам сравнения
(рис. 2.16).
При изменении цвета медной пластинки от слабого (1Ь)
до умеренного уровня (2а) считается, что масло прошло
испытание. При сильном: потускнении (3с) и коррозии
(4<г/) масло не проходит испытание.
Применяемые стандарты: ГОСТ 2917-78 или ASTM
1)130 19.
2.3.16.	МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ
Определение содержания механических примесей в
трансформаторном масле гравиметрическим способом про¬
водят по ГОСТ 6370-2018.
В последние годы предусматривается во всех специфи¬
кациях одновременно с показателем механических приме¬
сей производить оценку масла с определением классов чи¬
стоты по ГОСТ 17216-71. Преимущество этой оценки
в том, что она позволяет оценивать класс чистоты, размер
частиц них количество (см. табл. 2.6).
Чистота масла регламентируется классами промышлен¬
ной чистоты по ГОСТ 17216-2016, ISO 4406 и NAS 1638.
Чистота трансформаторного масла обеспечивается процес-
61

сом фильтрования как при производстве, так и при экс¬
плуатации. При производстве используются чаще всего
стационарные фильтры картриджного типа. В основе
определения классов чистоты по NAS 16381 лежит прин¬
цип измерения количества частиц в заданном объеме масла
при разных условиях. На этом измерении основан ГОСТ
17216-2016. '
На российских энергетических предприятиях оценку
чистоты трансформаторных масел проводят по ГОСТ
17216-2016 и РД 34.43.102-96. Для анализа используют
автоматический прибор контроля чистоты жидкости ПКЖ-
904А (рис. 2.17). Установлено 19 классов чистоты по ко¬
личеству частиц загрязнений в 100 ем3 жидкости в шести
размерных диапазонах от 5 до 100 мкм и более.
Согласно ISO 4406, число частиц определяют в трех
диапазонах размеров (больше 4,6 и 14 мкм), приходящее¬
ся на 1 мл пробы, и по таблице, приведенной в ISO 4406,
маслу присваивается класс промышленной чистоты.
Для определения класса чистоты: жидкости по ГОСТ
17216-2016 показания прибора в соответствующих размер¬
ных диапазонах должны быть отнесены к 100 см3 контро¬
лируемой жидкости. Измерения проводят для трех норми¬
рованных объемов масла из пробы, а результат усредняют.
Численную концентрацию частиц (К) по всем размерным
Рис. 2.17. Автоматический прибор контроля чистоты жидкости
ПКЖ-904А
62

диапазонам в пересчете на 100 см3 контролируемого масла
определяют по формуле:
iC = —100,
где К - численная концентрация частиц в пересчете на
100 см3; N - количество частиц в пробе по показаниям
прибора;; V - объем анализируемой пробы масла, см:3.
По результатам измерений гранулометрического состава
загрязнений в пробе масла. определяют класс чистоты по
фракции 10-25 мкм как наиболее опасной с точки зрения
износа пар трения.
Определение числа частиц можно производить с помо¬
щью оптического микроскопа (ISO 4407). Фиксированный
объем масла фильтруют через мембрану и под микроско¬
пом подсчитывают число частиц на ее поверхности. Ана¬
лиза юр для определения размеров частиц загрязнения
в маслах и оценки класса чистоты рабочих приведен на
рис. 2.18.
Основным устройством анализатора GHF-0014 является
фидьтродержатель с сеткой,, уплотнением и резиновой
цробкой; фиксатор пружинный, вакуум-колба, электричес¬
кий вакуум-насос. При фильтровании применяют мембран-
Рис. 2.18. Экспресс-анализатор GHF-0014 (а) и микроскоп Минор (б)
63

йЫЙ фильтр 1,2 pmWhiteRAWP диаметром 47 мм, произ¬
водства Pall Corporation или Millipore Corporation. После
выполнения операции по фильтрованию пробы мембрана
помещается на координатный столик измерительного мик¬
роскопа с видеокамерой. Расчет классов чистоты осу¬
ществляется по программе на персональном компьютере.
Для оценки чистоты масла также, используют оптиче¬
ские и сетчатые счетчики. В оптических счетчиках через
измерительную ячейку с исследуемым маслом пропускают
луч лазера. Фотометр измеряет интенсивность и частоту
проходящего света. На основании данных калибровки сиг¬
налы фотометра преобразуются в данные о размерах ча¬
стиц по ISO 4406.
В сеточных счетчиках пробу масла пропускают через
калиброванные сетки. Датчики регистрируют рост давле¬
ния или падение расхода вследствие закупорки ячеек сет¬
ки. Кривая роста, давления и ослабления потока математи¬
чески преобразуется в количество частиц или класс часто¬
ты по ISO 4406.
Между методами оценки существует корреляция, кото¬
рая позволяет проводить оценку при выборе степени очи¬
стки масел для промышленного оборудования (табл. 2.7).
При: эксплуа птиц трансформаторных масел было уста¬
новлено, что при старении масло становится мутным, что
связано с наличием в его составе механических примесей и
.металлосодержащих коллоидных частиц. Для определения
этого .состояния дополнительно используется нестандарт¬
ный метод оценки оптической мутности трансформаторно¬
го масла, на основе определения оптической плотности'
при температуре 20 ЙС на длине волны /. = 490 нм:, измеря¬
емой. на угле 0° к направлению освещающего пучка отно¬
сительно: эталонной жидкости на фотометре фотоэлектри¬
ческого типа КФК-3. Испытания оптической плотности
проводят в сравнении с дистиллированной' водой. Значе¬
ние мутности определяется по формуле:
т	рф1,
0, Пл¬
еде	- .значение оптической плотности в относитель¬
ных единицах; Щ - нормируемая длина кюветы (указана
на каждой измерительной, кювете).
U

Таблица 2.7
Соотношение между классами и кодами чистоты
Соотношение классов и кодов чистоты
ГОСТ 17216-2016
ЩЦ 1 106
NAS 1633
SAK 749D
00
шм
-
-
0
щтм
-
-
1
штя
-
-
2
9/%/5
00
-
.3
0
-
4
■ /9 7
1
-
1
13 .11 08
2
-
6
шшмт
3
0
7
15 13 "10
4
1
8
16 11. ' ll 1
1
2
®
17#J1/12
6
|
10
16 16, 13
7
1
11
И) 17. 14
8
I
12
20.Ф8/25
9
6
ш
21 'T9. 16
10
-
14
22 ■ 20-17
и
-
15
23-21 Щ
12
-
16
24г’22/Т5'
-
-
17
%мт/ 27
-
-
Метод оценки оптической мутности находит широкое
применение при исследовании поведения масел в эксплуа¬
тации, позволяет определить критические концентрации
механических примесей, хорошо коррелирует с изменени¬
ем: поверхностного натяжения и, соответственно, позволяет
определить необходимость очистки масла или его замену.
2.3.17.	ЦВЕТ
Показатель цвета трансформаторного масла, использует¬
ся для дополнительной оценки его качества в процессе из¬
готовления. Цвет трансформаторных масел определяется
65

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0
Рис. 2.19. Прибор и шкала для определения цвета масел
на приборе ЦНТ, представленном на рис. 2.19, с исполь¬
зованием эталонов сравнения.
Для трансформаторных масел цвет по шкале ЦНТ за¬
дается в определенных пределах, и отклонение от этого
значения свидетельствует об изменении его состава и за¬
грязнении другими продуктами.
Применяемые стандарты: ГОСТ 20284-74 или ASTM
D1500-12(2017).
2.3.18.	ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ НА ГРАНИЦЕ
РАЗДЕЛА ФАЗ «ВОДА - МАСЛО»
Для определения поверхностного натяжения трансфор¬
маторных масел используют метод, который основан на
измерении максимального усилия (/*’) для отрыва кольца с
известной геометрией (длиной смачивания, L), сделанного
из хорошо смачиваемого материала (угол смачивания 0°).
При подъеме кольца жидкость стремится стекать с него,
что приводит к постепенному утончению пленки жидкости
и отрыву кольца. Определение межфазного натяжения
трансформаторного масла производят на тензиометре
(рис. 2.20) при выдерживании поверхности раздела мас-
66

Рис. 2.20. Тензиометр для опреде¬
ления натяжения на границе разде¬
ла масло - вода методом кольца:
1 - пузырьковый уровень; 2 - микро¬
метрический винт для перемещения
платформы; 3 - платформа для кон¬
тейнера с образцом; 4 - контейнер
для образца; 5 - кольцо; 6 - балан¬
сир; 7 — нулевая отметка отсчета; 8 -
винт установки нуля; 9 - шкала; 10 -
маховик с указателем; 11 - устано¬
вочные винты для регулирования
высоты платформы; 12 - регулиро¬
вочные винты
8
л о - вода в течение 30±1 с после добавления последней
порции масла на поверхность воды при фиксированной
температуре 25 °С.
Опускают платформу и регистрируют показания аппа¬
рата при достижении отрыва. Время выполнения всей
процедуры, начиная от ввода образца и заканчивая момен¬
том отрыва, должно составлять 60±10 с.
При определении поверхностного натяжения трансфор¬
маторных масел используют воду с низкой электропровод¬
ностью, которую получают из дистиллированной путем
обработки ее на смеси ионообменных смол. Срок годности
воды для измерений поверхностного натяжения на границе
раздела масло - вода составляет не более 48 ч при хране¬
нии в кварцевой посуде при температуре 60+10 °С.
Значение поверхностного натяжения а (мН/м) вычи¬
сляют по формуле:
а = Fk,
где F - показания по шкале аппарата при отрыве, мН/м;
k - коэффициент пересчета показаний аппарата в значе¬
ние поверхностного натяжения.
Ассортимент современных приборов для измерения по¬
верхностного натяжения на границе раздела масло - во¬
да - достаточно широкий: как российского, так и импорт¬
ного производства, как например, тензиометр типа DST
60М компании Surface Electro Optics Corporation. Изме-
67

Рис. 2.21. Внешний вид
тензиометра DST 60М
в комплекте с криотер-
мосгатом RW-0525G
рение поверхностного натяжения производится методом
отрыва кольца Дю Нуи. Погрешность измерения равна
!-1 %. Внешний вид прибора для измерения поверхност¬
ного натяжения трансформаторного масла в комплекте с
криотермостатом представлен на рис. 2.21.
Применяемые стандарты для определения поверхност¬
ного натяжения на границе раздела мае. и > - вода методом
кольца: ГОСТ Р 55413-2013, ASTM D971-1 или СТО
56947007-29.180.010.070-2011.
Стандарты для трансформаторных масел, используемые
при производстве и применении, приведены в приложе¬
нии.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 2
1.	Рыбак />. ’•/. Анализ шфтм в йефтвдродуктой, - Мл Тйоуд&р»-
с I генное ярштщожш Издательство нефтяной II ГОрно-тоГЕЛИВНОЙ
литературы.. - 1962. - 888. с.
2.	Нефтепродукты.: свойства, качество, применение. Справочник/
Под, рёд. Б.В. Досйкона. - М.: Химия, 1966. - 776 й.
3.	Гришин Ц, II,? СёрёЙ й ь*. /Т. ЗиЦИКПбипДИЯ |:ймЩТОДО.Й1Й. - М.:
11.;да л лгс ко •• I It |.н ь:>. 2016. - 960 е.
4.	Фиши Дж., ТртЪр Д. .Анализ масел, Основы применения. Пер.
в англ. 2-г©- изде/Под, ред. Е.Д. Новикова, М.В, Кирюхина. - СХ1&.:
Профессия, 2015. - 176 с,
5.	Раш) С.Дж.. Анаяйз Нефтепродуктов, Методы, йх назиачеивё
и oiipAieieHiie; Дёр, с англ, 8-го нзд. Под. ред. Е.А. НоВйкЬва,;
М»В. Кирюхина. - СПб.; Профессия, 2012. — 664 с,
6., СШирКШ В. Г,, Фуш Й.Г., Татур И.Р. й Зр, Химмотология.
Свойства и применение топлив, смазочных и специальных, материа¬
68

лов: Учебное пособие для с плен и ж вузов, В 2 Я, - Часть II. Свой¬
ства. и применение смазочных и специальных материалов./Под ред.
В,Г, Спиркина, В.Л. Лашхи. - М.: Российский государственный уни¬
верситет нефти и газа имени Я...М, Губкина, 201Ф, -
7.. Г(игкипа	Шабалина Т.Н., Зан&зта 11.11.. Тьпигико В. А.
хроматографические и термоаналитические Исследования. Масел и рабо¬
чих жидкостей/Под ред. Т,Н} Шабалиной. - Самара: ( К И > .«Офорт**.
2011. - 160 с.
8.	Nadkarni R.A. Guide to: ASTM test methods for the analysis of pe¬
troleum product' and lubricant!.: 2nd ed, cm. ASTM manual, serve/ 2007,
315 p.
9.	Фбмин r.G,.„ Фомин# O.H. Нефть и нефтепродукты. Энциклопе¬
дия международных стандартов. - М/ Протектор, 2006. - 381 е.
10. https. astm .org
Ия I0-Р-г Митин II.В., ('ныркиа В.Р, и др.: Энергетические
масла. Часть I. Турбинные масла. - М.: Российский государственный
университет нефти и газа имени Й.М. Губкина, 2019. - 228; с<

Глава 3
ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА
И СОСТАВ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
3.1.	ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
В качестве сырья для производства трансформаторных
масел по традиционной технологии используют фракции
нафтеновых или парафинистых нефтей, с диапазоном, тем¬
пературы кипения 300-400 °С.
По данным Р.А. Липштейна и: М.И. Шахновича:
-	число атомов углерода в различных молекулах угле¬
водородов фракции с температурой кипения 300-400 °С
для различных нефтей составляет от 16 до 25;
-	количество нормальных парафинов - примерно 15 %
во фракции:;
-	разветвленных парафинов - около 5 %;
-	моноциклопарафины, состоящие из циклопентанового
и циклогексанового одного кольца г.месте с соответствую¬
щими боковыми парафиновыми цепями, - не менее 20 %;
-	бициклопарафиныу; состоящие из двух колец цикло¬
гексановых вместе с парафиновыми боковыми цепями, -
не менее 20 Ц§
-	Трициклопарафины, состоящие из трех соответствую¬
щих колец вместе С парафиновыми цепями или мостико-
выми группами, - не менее 10 %|
-	моноциклические ароматические, смешанные цикло-
ггарафино-ароматические углеводороды, состоящие из од¬
ного аро.ча гпческого кольца с одним, двумя или тремя
циклопарафиновыми кольцами, чаще всего с парафиновы¬
ми боковыми цепями или мостовыми группами, - не менее
11%;
70

-	бициклические ароматические, смешанные циклопа-
рафино-ароматические углеводороды, состоящие из двух
ароматических колец с парафиновыми боковыми цепями
или мостиковыми группами, - до 14 :°ф.
-	трициклические ароматические, смешанные циКлопа-
рафино-ароматические? углеводороды, состоящие из трех
ароматических колец с парафиновыми боковыми цепями
или мостиковыми группами, - порядка 5 %.
Существуют следующие технологии переработки масля¬
ных фракций в целях получения трансформаторных масел:
-	технология на основе избирательных растворителей
широко применяется при получении: трансформаторных
масел. Как правило, на первой стадии масляная фракция
подвергается селективной очистке для удаления части ге¬
тероатомных соединений, смолистых веществ и полицик¬
лических ароматических, углеводородов. На второй стадии
рафинат селективной очистки подвергается процессу- низ¬
котемпературной: депарафинизации с применением кетон¬
ного растворителя для улучшения температуры застыва¬
ния. По этой, схеме получают трансформаторное масло се¬
лективной очистки;;
-	технология получения трансформаторных масел,
включающая стадию кислотной очистки, используется
для переработки сырья фракций из нафтеновых нефтей.
Технологические схемы могут включать стадии:
-	обработки масляной фракции олеумом;
-	отделения от масляной: фракции;
-	нейтрализации оставшейся кислоты раствором карбо¬
ната натрия;
-	экстракции сульфонатов, образовавшихся в результа¬
те контактирования масляной фракции с кислотой:
-	доочистки продукта с использованием активирован¬
ных глин.
В настоящее время эта стадия может быть заменена на.
процесс гидроочистки. По ртой технологии бгожно i io.iv-
чать не только трансформаторные, но и белые масла.. Для
получения трансформаторного достаточно одной кислот¬
ной обработки, тогда как для белого масла может понадо¬
биться 4 и более;
-	технология получения трансформаторных масел с ис¬
пользованием адсорбционной очистки. Оптимальными
71

условиями при: получении трансформаторных масел, нап¬
ример из бакинских нефтей, с использованием адсорбци¬
онной очистки являются: соотношение адсорбент - сырье
1:1, температура в колонне - 35 °С, скорость потока рас¬
твора сырья в колонне - 1.0 1.5 м/ч. Трансформаторные
масла, полученные с использованием адсорбционной и
кислотной очисток, по физико-химическим показателям
и окислительной стабильности мало отличаются. По ве¬
личине тангенса угла диэлектрических потерь трансфор¬
маторные масла адсорбционной очистки имеют более
высокие показатели. В табд. 3.1 приведен структурно-груп¬
повой: состав масляных дистиллятов сырья для трансфор¬
маторного масла, и изменение; их состава после, кислотно¬
щелочной и адсорбционной очисток.
При адсорбционной очистке наиболее полно удаляются
ароматические углеводороды, а в трансформаторных, мас¬
лах, полученных с использованием кислотно-щелочной:
очистки, преобладают ароматические углеводороды. По со-
Т а блица 3.1
Структурно-групповой состав дистиллятов
для трансформаторного масла*
Нефть
Метод
очистки
Состав, Ц масс.
Нафтено-
парафино¬
вые
Ароматические
Смолы
Лег¬
кие
Сред¬
ние
Тяже¬
лые
Бузов ин
скал
Дистиллят
67,8
12,7
9,9
ш
2,2
Адсорбци¬
онная
72,1
12,8
10,4
4,3
0,4
Кислотно¬
щелочная
72,2
12,7
9,2
5,0
0,9
Нефтя¬
ных кам¬
ней
Дистиллят
38,0
14,4
11,3
13.5
2,8
Адсорбци
онная
69,7
13,8
11,0
513
0,2
Кислотно¬
щелочная
68,7
12,8
10,2
7,4
0,9
“Самедова Ф.И. Смазочные масла из бакинских парафинистых:
нефтей! — Баку: Эям., 1:987. - С, 174-175!.
72

держанию парафино-нафтеновых, легких, и средних аро¬
матических углеводородов трансформаторные масла, по¬
лученные из одной нефти с, использованием кислотно¬
щелочной и адсорбционной очистки, практически одина¬
ковы.
В настоящее время технологии получения трансформа¬
торных .масел, основанные на сольвентной, кислотной и
адсорбционной обработке масляных фракций, заменяются
на технологию с применением гидрогенизационных процес¬
сов, включающих: гидрокрекинг, изодепарафиншацию,
гид рофинишинг;
- технология производства трансформаторных масел на
основе гидрогенизационных процессов используется для
Таблица 3.2
Основные показатели установки гидрокрекинга
Показатель
Прямогонный вакуумный газойль
ПАО «Славнефть-Яносй
АО - Г.\1 i 1-К(
Характеристика сырья
Плотность, кг .ч'1
919
918
Разгонка, ЧШ
н.к.
Щ
368
шр
3»
,432
90 .%
506
..HI
0.»
530
.530
Содержание ееры, %. .масс.
2,0
в
Содержание азота, ppm
140.0
1100
Содержание тяжелых металл
лов Ni и У, ppm, менее
2,0
0,1
ХаршмеристиШ Остатка
-Плотность, кг • ш
856
830
Кинематическая вязкость
1 i (: 11. шШфЩ при 70 ЙС:
8,4
:.,8
Параметры проирта
^Температура. в реакторе, ЧЩ
Ш ,:;7<:
.420
Давление в реакторе, МПа
26-28
27
Рециркуляция остатка
Есть
Нет
73

переработки парафинистых нефтей. Наиболее распростра¬
ненные технологии включают следующие стадии: гидро¬
крекинг вакуумного тазойля; фракционирование продук¬
тов гидрокрекинга с выделением фракции, подходящей
для получения трансформаторного масла; каталитическую
депарафинизацию (или изодепарафинизацию) выделен¬
ной фракции; гидрофинишинг депарафинированного про¬
дукта. В полученное базовое масло вводят присадки. Ос¬
новные показатели установки гидрокрекинга приведены
в табл. 3.2.
Водород
(ВСГ)
Процесс
каталитического
гидрокрекинга
Блок 123 Р-1
Катализатор
ГКМ-21М
Чк Параметры
\ Т = 350-370 °С
Up = 26-28 МПа j
Сырье и материалы: водородосодержащий
газ (ВСГ), моноэтаноламин, электроэнергия,
пар, вода оборотная и промышленная,
газ топливный, катализаторы
Вакуумный
дистиллят
Процесс
фракционирования
Уст. 332. К-1
(30 тарелок)
Параметры
р = 0,3-0,6 кг/см2
Г_ = 260-290 °С
Расход пара
400-800 кг/ч
Расход сырья
24-40 т/ч
Водород
(ВСГ)
V-V
Гидрогенизат
гидрокрекинга
Процесс
каталитической
депарафинизации
Уст. Г-24
(Р-2)
Катализаторы
СГК-5 и НКЮ-100
Параметры
Г =330-350 °С
р = 3,5-3,7 МПа
Фракция 280 °С -к.к,
Базовая основа
трансформаторного масла
Ингибитор окисления
Резервуар хранения
трансформаторного
масла ГК
5
Рис. 3.1. Блок-схема производства трансформаторного масла
74

Упрощенная блок-схема производства трансформатор¬
ного масла с использованием гидрогенизационных процес¬
сов в АО «АНХК» приведена на рис. 3.1.
Гидрокрекинг вакуумного газойля протекает при высо¬
ких значениях давления (26-28 МПа), температура про¬
цесса составляет 350-370 °С, при этом протекают следую¬
щие реакции;
-	гидрогенолиз сернистых и азотсодержащих, соедине¬
ний. В результате этих реакций происходит практически
полное удалито из сырья соединений серы и азота;
-	гидрирование и раскрытие цикла ароматических угле¬
водородов сырья с образованием: нафтенов и нафтено¬
парафинов;
-	гидрокрекинг высокомолекулярных соединений сырья.
Процесс дистилляции предназначен для выделения из
гидрогенизата. гидрокрекинга целевой фракций" 280 °С-к.к.,
являющейся сырьем для производства трансформаторного
масла ГК.
Каталитическая депарафинизация, совмещенная с гид-
рофинишингом, предназначена для снижения температуры
текучести фракции 280 °С-к.к. с 13 °С до значений -45 °С
и ниже, Это достигается за .счет селективного гидрокре¬
кинга парафиновых углеводородов сырья. Процесс прово¬
дится при температуре 320-340 “С, давлении около 4 МПа;'
объемной скорости подачи сырья 0,6-1,0 ч. Физико-хими¬
ческие характеристики стабильного гидрогенизата (фрак¬
ции 280 °С-к.к.) приведены в табл. 3.3.
J. Д ил и на 8.3
Физико-химические характеристики стабильного гидрогенизата
(фракции 280 °С-к.к.)
Показатель
Значение
Вязкость кинематическая при 5Q мм2/с
6,9
Массовая Доля серы, % масс,
Менее 0,0007
Температура,застывания (без термообработки), С
+13
Массовая доли азота, % масс.
0,0004
Массовая доля углеводородов, % масс.:
парафино-нафтеновые
98
ароматические полициклические
2
75

В реактор процесса каталитической: депарафинизаций,
совмещенной с гццрофинишингом, послойно загружают
катализатор депарафинизации СГК-5 (верх реактора) и
катализа гор гидрофинишинга (низ реактора). СГК-5 явля¬
ется классическим катализатором депарафинизации и: со¬
держит цеолит ЦВМ, который считается структурным
аналогом цеолита 56 ZSM-5. Катализатор гидрофииитттии-
га по своему составу схож с катализаторами гидроочистки.
Использование этого катализатора обеспечивает гидриро¬
вание непредельных соединений, что позволяет получить
необходимые значения стабильности и цвета получаемого
базового масла.
Депарафинированная масляная фракция стабилизиру¬
ется для отделения побочных легких, продуктов. Выход
стабильного продукта - базовой основы трансформаторно¬
го масла. - составляет1 около 70 % масс, в расчел'о на фрак¬
цию 280 °С-к.к. В базовую основу трансформаторного
масла вводят 0,25-0,40 % масс, антиокцслительной: при¬
садки (Агидол-1) для получения товарного продукта -
трансформаторного масла. ГК.
Используемая технология получения трансформаторного
масла ГК позволяет получать продукт высокого качества.
По приведенной технологии используют катализаторы
отечественного производства ГО-38А,. СГК-5, НКЮ-100 на
основе молибдена, кобальта и никеля (табл. 3.4):
-	катализатор ГО-38.А предназначен для процесса гид¬
роочистки масляных фракций и сырья для получения бе¬
лых масел методом гидрирования и представляет собой
алюмоникельмолибденовую систему;,
-	катализатор СГК-5 предназначен для процесса селек¬
тивного гидрокрекинга н-парафиновых углеводородов в
нефтяных фракциях и гидродепарафинизации масляных
фракций в целях получения низкозастывающих транс¬
форматорных, гидравлических, минеральных масел и дру¬
гих низкозастывающих нефтепродуктов. Обладает по¬
вышенными; гидрирующими свойствами и может исполь¬
зоваться для одновременной гидродепарафинизации и
гидроочистки, вторичных масляных, дистиллятов е целью
получить низкозастывающие масла.;
катализатор гидроочистки НКЮ-100, представляет
собой алюмоникельмолибденовую систему и применяется
76

Таблица 3,4
Характеристика и назначение катализаторов процесса гидрокрекинга
в ДО«АНХК»
Катали¬
затор
Состав
Количе7
ство,
% масс.
Примечание
ГСГЗвА.
Массовая доля компонен¬
тов прокаленного катали¬
затора:
Применяются в ре¬
акторах под, 1’ 1.
P-2, 1’Р-4 для
- трисжсид молибдена
(МоОз)
18,0-21,0
гидрирования серо-,
азото- и кислородо-
- оксид никеля (NiO)
7,0-9,0
содержащих соеди¬
нений в целях их
удаления
СГК-5
Массовая доля компонен¬
тов прокаленного катали¬
затора:
Применяются в ре¬
акторах поз. Р 1.
Р 2. Р .1. Р-Щ для
- триокеид молибдена
(МрОз)
10-12
крекирования пара¬
финовых углеводо-
- Оксид никеля (NiO)
3-6
родов в целях сни-
- оксид натрия
0,2
жения температуры
- насыпная плотность,
г/см3
0,8-0,9
застывания
НКЮ-100
Массовая доля компонен¬
тов катализатора:
Применяются в ре^
акторе поз. Р-2 для
- триокеид молибдена
(Мо( >з >
12-15;
гидрирования непре¬
дельных углеводо-
- оксид кобальта (СоО)
§мш
родов в целях повы-
- насыпная плотность,
г/ см3
0,6-0,8
шения стабильности
гидрогенизата
для гидрирования непредельных углеводородов в целях
повышения стабильности гидротшзпга.
Использование гидрогенизационных процессов позво¬
ляет из вакуумного дистиллята с температурой застыва¬
ния 13: Н> ' С, с содержанием серы 0,7 %. мйсс* и азо¬
та 0,06 % масс, получать высококачественные базовые
масла с температурой: застывания ниже -45 "О, содер¬
жанием серы не более 17 ррш, азота не более 4 ppm
(табл. 3.5) и содержанием: ароматических углеводородов
жнее 2 % масс.
77

.1.51 <'Л иц a .'l.a
Физико-химические показатели базового масла
Показатель
Метод испыта-
Масло ill ii группы
ния
Норма
Фактически
Кинематическая вяз¬
кость, не бо¬
лее:
при If С
при 50
при 40 °С
при 10 С
Ш 1 >м «
2,6
9
12
1200
2,6
7
9
Соответствует
Индекс вязкости, не
менее
ГОС Г 25371¬
2018, ASTM
D2270
МО
106
Плотность при 15: £ .
щ/м3, не более,
ISO 2719
895
N25
Температура вспыш¬
ки, определяемая в от¬
крытом тигле, °С, не
ниже
ASTM 092
ш
186
Температура застыва¬
ния, ^С, не выше
ASTM D97
-45
-50
Цвет на колориметре
ЦНТ, единицы ЦНТ
ГОСТ 20284-М
Не более 1,0
■Йенее 0,5
Массовая доля серы,
ли к г
01291
Не нормиру¬
ется, опре¬
деление обя¬
зательно
Менее 17
Массовая доля воды,
%, не более
ГОСТ 2477-2014
Отсутствует
Отсутствует
Массовая доля меха
нических примесей, Щ
не бодее.
ГОСТ 6370-2018
Отсутствует
Отсутствует
Тангенс угла ли.пек
тртиеских потерь, %,
не бблее
ASTM 092 1
81
0,004
Напряжение пробоя
после подготовки про¬
бы, кВ, не менее
ГОС Г Р МЭК
601.56
70
71
78

3.2.	ПРИСАДКИ ДЛЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
МАСЕЛ
3.2.1.	ЖПН(.Ш1К11.НЕ
Важнейшим свойством трансформаторного масла, опре¬
деляющим эффективность и: срок его эксплуатации, явля¬
ется окислительная стабильность. Эффективным способом
оптимизаций окислительных свойств трансформаторных
масел является использование? присадок (например, фе¬
нольных и аминных антиоксидантов), тормозящих разру¬
шающее действие кислорода и уменьшающих, скорость
образования продуктов окисления, в том числе коррозион¬
но-агрессивных органических кислот и нерастворимого
шлака.
Молекулы ноптрали.'д ммцпх присадок действуют как
доноры атома водорода для образующихся при окислении
пероксидных радикалов (первичные антиоксиданты). Ан¬
тиокислительные присадки другого типа, разлагают про¬
межуточные гидропероксиды до менее активных соедине¬
ний (вторичные антиоксиданты). К ним относятся диал-
килдитиофосфаты цинка, диалкилдитиокарбаматы цинка,,
тиоэфиры и органические фосфиты.
В трансформаторных маслах, можно использовать си¬
нергические смеси экранированных фенолов и диарилами¬
нов, а также первичных и вторичных антиокислителей.
Разработаны присадки, действующие и как первичные,
и как вторичные- антиоксиданты (молекулы объединяют
в себе фенольную и тиоэфирную группы).
Наиболее распространенной и эффективной антиокис¬
лительной присадкой в трансформаторном масле является
2,6-ди-Шу»0м-бутиа-4-метилфенол (Асидол-1, или ионол),
который легко растворяется в масле и практически не рас¬
творяется в воде, Основное преимущество присадки - спо¬
собность предотвращать образование осадков (образующи¬
еся осадки растворяются в масле). Агидол-1 (ионол) хо¬
рошо растворяется в нефтяных маслах. Концентрация
присадки в трансформаторном .масле варьируется в пре¬
делах 0,2-0,5 % масс. В отличие от других присадок Аги-
79

до.i-l эффективно задерживает окисление масла при обу¬
чении ультрафиолетовыми, лучами и не ухудшает газоетой-
кость трансформаторных масел при воздействии электри¬
ческого поля. Эффективность действия присадки Агидол-1
зависит от степени очистки базовой основы трансформа¬
торного масла,- Базовые масла I-й: группы болей глубокой;
степени очистки (содержание серы до 0,5 % масс.) в боль¬
шинстве случаев восприимчивы к действию ингибитора
окисления.
АнтиокислитеЛьные присадки на основе пространствен¬
но-затрудненных фенолов в основном примениимея для
Стабилизации: нефтяных масел, работающих при относи¬
тельно низких температурах (до 140 °С). Эффективность
присадки Агидол-1 в маловязких маслах проявляется при
температурах не выше 150 °С. При: температурах 175—
180 °С присадка. Агидол-1 оказывается малоэффективной.
Однако при температурах работы трансформаторного мас¬
ла, присадка Агидол-1 является одной из лучших для
трансформаторных масел.
Для получения высоких антиокислителвных свойств
трансформаторных масел на базовых маслах Ш- и IV-x
групп требуются более высокие концентрации антиокси¬
дантов по сравнению с. базовыми маслами I-й группы, что
связано с отсутствием в них ароматических и полярных
соединений, и преимущественным содержанием; насыщен¬
ных. углеводородов.
3.2.2.	ДЕАКТИВАТОРЫ МЕТАЛЛОВ
Присутствие? в трансформаторе цветных металлов, в
первую очередь меди и ее сплавов, увеличивает скорость
окисления трансформаторного масла,, что приводит к сни¬
жению его эксплуатационных показателей.
Механизм; действия деактиваторов заключается в обра¬
зовании комплекса за счет донорно-акцепторных взаимо¬
действий между атомом: азота и свободными орбиталями;
атома, меди, в результате чего происходит блокирование-:
атома, металла и он не оказывает каталитического действия
на процесс окисления трансформаторного масла.
Деактиваторы также предотвращают коррозию меди и ее
сплавов, адсорбируясь на, поверхности и формируя защит-
80

йЫЙ слои. В рецептурах энергетических масел: используют
деактиваторы металлов на основе алкилтолуолалкила-
минотриазола (присадка Irgamet 30 или 39 концерна
BASF), российскую присадку на основе Х-днэшламипо-
метид-бензотриазола (Бетол-1) и антраниловую кис лоту.
Они хорошо растворимы в нефтяных, маслах, обладают
высокой эффективностью при низких концентрациях,
проявляют синергизм: с антиоксидантами. Однако в боль¬
шинство рецептур российских и зарубежных трансформа¬
торных масел деактиваторы металлов нс входят.
3.3.	АССОРТИМЕНТ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
МАСЕЛ
3.3.1 ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА РОССИЙСКОГО
И ЗАРУБЕЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА
Российские предприятия выпускают широкий ассорти¬
мент трансформаторных масел, которые хорошо зареко¬
мендовали себя в эксплуатации на энергетических пред¬
приятиях, В зависимости' от технологии производства ба¬
зовых масел; трансформаторные- масла имеют различный
состав (табл. 3.6).
Основные физико-химические показатели российских
трансформаторных масел на нефтяной основе приведены
в табл. 3.7.
Трансформаторное масло ТКп (ТУ 38.101890-81) вы¬
рабатывают из мдлосернистых нафтеновых нефтей путем
кислотно-щелочной очистки. Включает в себя присадку
ионол,. используется для оборудования: ;с напряжением до
500 кВ. Трансформаторное масло ТКп относится к транс¬
форматорным маслам невысокого качества и с ограничен¬
ной' областью применения. При' Яйсплуатации масла могут
возникать проблемы по низкотемпературным показателям,
особенно в масляных выключателях без подогрева. При
доливе к трансформаторному маслу ТКп рекомендуется
применять трансформаторные масла, марок ГК и ВГ.
Трансформаторное масло ТСп (ГОСТ 10121-76) выра¬
батывают цз сернистых парафинистых нефтей путем фе-
81

Таблица 3.6
Ассортимент и технология получения трансформаторных масел
Марка
Область приме¬
нения
Технология
изготовления
Производитель
ГК ЦА.
Электрооборудо¬
вание всех клас¬
сов напряжения
Гидрокрекинг и ка¬
талитическая депа¬
рафинизация
АО «АНХК»,
ООО «РН-Сма-
зочные материа¬
лы»
ВГ ПА
То же
Селективная очист¬
ка, гидрирование,
катали тическая
депарафинизация
ООО «ллк-
Итпернсшнл •>
МВТ IIIA
Маломасляные
выключатели
Гидрирование,:
каталитическая
депар афинизация
ООО А’ТТК
Интернешнл»
Т-1500 У ПА
Электрооборудо¬
вание с напряже¬
нием до 500 кВ
включительно
Селективная очист-
рса, низкотемпера¬
турная депарафи-
низ ация, гидродо¬
очистка
АО «Уфаиефте-
хим»з
ООО «ЛЛК-
Иитернешнл»
ГКи П.\
Тп же
Кис лотно-щелоч¬
ная очистка
ООО «РН-Сма-
зочные материа¬
лы», ООО «Газ¬
пром нефть -
смазочные мате¬
риалы»
Масло се¬
лективной
очистки
Электрооборудо¬
вание с напряже¬
нием до 200 кВ
включительно
Селективная очист¬
ка, низкотемпера¬
турная депарафи¬
низация
ООО -гЛЛК
Интернешнл»
ГК 1 [ 1 ,\
Тп же
Близка к техноло¬
гии производства
масла ГК
ооо
Ийтернешнл»
Электрооборудо¬
вание всех клас¬
сов напряжения
Гидрирование,
каталитическая
депарафинизация
АО - ТАИ ГКО.,
нольной очистки с дальнейшей низкотемпературной де¬
парафинизацией. Включает в себя присадку' Агидол-1
(ионол). Применяется в оборудовании с напряжением: до
220 кВ.
82

Таблица 3.7
Физико-химические показатели российских трансформаторных масел на нефтяной основе
Показатель
ТКп
ТСп
Т-1500У
ГК
ВТ
АГК
МВТ
Кинематическая вязкость, мм^/Ь, при темпе¬
ратуре, не более:
50 °С
9
9
-
9
9
5
-
40 ;0С
-
-
11
-
-
-
3,5
20 '0С
-
28
-
-
-
-
—
-30 °С
1500
1300
1300
1200
1200
-
-
-40 ?С
-
-
-
-
-
800
150
Кислотное число, мг К< )11 • г, не более
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,01
0,02
Температура, °С:
вспышки в закрытом тигле, не ниже
135
150
135
135
135
125
95
застыванияj не выше
-45
-45
-45
-45
-45
-60
-45
Содержание;
водорастворимых кислот и щелочей
Отс,
-
-
-
-
-
-
механических примесей
Отс.
-
Отс.
-
Отс.
-
-
фенола
-
Отс.
-
-
—
-
—
серы, % (мае. доля)
_
0,6
0,3
_
—
_
_
сульфирующихся веществ, % (об.), не бо-
—
—
—
—
—
—
10
лее
Стабильность, показатели после окисления, не
более:
осадок, % (масс, доля)
0,01
Отс.
0,0015
0,0015:
Отс.
-
-
летучие низкомолекулярные кислоты,
0,005
0,005
0,05
0,04
0,04
0,04
0,04
м:г КОЦ. г
кислотное число,, мг КОП г
0,1
0,1
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1

Ц р о д рдж е н и е, т а о л. 3.7
Показатель
ТКп
ТСп
Т-1500У
ГК
В Г
АГК
МВТ
Стабильность по методу МЭК, индукционный
период, ч, не менее
-
-
-
150
120
150
150
Прозрачность при +3
-
Прозрачно
при Ш
Прозрачно
при 20
-
-
-
-
Тангенс- угла диэлектрических потерь при
;90 ( . if, не более
2,2
1,7
0,5
0,5
О.л
0,5
0,5;
Цвет, ед. ЦНТ., не более
1
1
Р
1
1
1
-
Коррозия на медной пластинке
Выдер¬
живает
-
Вьщержи-
вает
Показатель преломления, не более
1.л0.'|
-
-
-
-
-
-
Плотность при +20 -£2;г ■¥, не более
895
-
885
895:
895
895
-

Трансформаторное масло Т-1500У (ТУ 38.401-58-107¬
97) вырабатывают из сернистых парафинистых нефтей
путем селективной очистки и: гидрирования. Включает
в себя композицию присадок Агидол-1 (ионол) и БетолИ.
Отличается повышенной стабильностью к окислению,
небольшим содержанием сернистых соединении, малым
значением тангенса угла диэлектрических потерь. По экс¬
плуатационным показателям уступает трансформатор¬
ным маслам марок ГК и ВГ, но превосходит по каче¬
ству трансформаторные масла марок ТСп и ТКп. При¬
меняется в Электрооборудовании: с напряжением до
500 кВ.
Трансформаторное масло ГК (ТУ 38.1011025-85) изго¬
тавливают из сернистых парафинистых нефтей путем гид¬
рокрекинга. Включает в себя присадку ионол. Соответ¬
ствует требованиям к маслам класса ПА стандарта МЭК
60296:2003. Масло имеет хорошие дпллсктрические свой¬
ства, высокую стабильность к окислению. Высокое каче¬
ство трансформаторного масла ГК определяется хорошей,
восприимчивостью базового масла к действию ап шокпслп-
тельной присадки АгидолИ (ионол) и при ее расходе про¬
исходит резкое ухудшение характеристик масла. При ра¬
боте Электрооборудования на этом масле необходимо про¬
водить мероприятия по стабилизации окислительной ста¬
бильности при продолжительном сроке; службы (более::
20 лет). Наибольшей степени свои высокие эксплуатаци¬
онные свойства трансформаторное масло ГК проявляет
в чистом виде без смешения с другими маслами. При вы¬
боре марки масла для смешения: с. трансформаторным мас¬
лом ГК оптимальным вариантом является масло с высокой
окислительной, стабильностью, например, трансформатор¬
ное масло ВГ.
Трансформаторное масло ВГ (ТУ 38.401978—98) выра¬
батывают иЗ парафинистых нефтей путем проведения гид-
рокаталйтических процессов. Трансформаторное масло В Г
содержит присадку ионол. Имеет хорошие диэлектриче¬
ские свойства, высокую окислительную стабильность. От¬
вечает требованиям стандарта МЭК 60296:2003 к транс¬
форматорным маслам класса IIА. Однако трансформатор¬
ное масло В Г уступает трансформаторному мас лу ГК. по
стабильности к окислению.
85

Трансформаторное масло АГК (ТУ 38.1011271—89) вы¬
рабатывают из парафинистых нефтей щ применением, гпд-
|)ог('1П1.',анионных процессов. Включает в себя присадку
ионол, По низкотемпературной вязкости и температуре
вспышки является промежуточным между маслами клас¬
сов ПА и ША стандарта МЭК 296. Обладает хороши¬
ми диэлектрическими' свойствами, высокой стабильностью
против окисления. Предназначено для применения в тран¬
сформаторах арктического исполнения.
Трансформаторное масло МВТ (ТУ 38.401927—92) из¬
готавливают из парафинистых нефтей с использованием
гидрогёнизационных процессов.
Оно соответствует требованиям к трансформаторным
маслам .класса ША по .стандарту МЭК 296. Трансформа¬
торное масло МВТ содержит присадку: ионол, и оно обла¬
дает хорошими низкотемпературными свойствами, окисли¬
тельной стабильностью, низким тангенсом угла диэлек¬
трических. потерь. Основные характеристики российских
трансформаторных масел: на нефтяной основе приведены
в табл. 3.7.
Трансформаторное масло (СТО 78689379-18-2018), по¬
лученное. на основе базового изопарафинового масла, Тат¬
нефть HVI-2 (ТУ 38,101-58-416-2014), отвечает требова¬
ниям национального стандарта ГОСТ Р54331—2011 и стан¬
дарта Международной электротехнической комиссии. IEC
60296:2003. При содержании в трансформаторном масле ан¬
тиокислительной присадки Агидол-1 в количестве 0,3-0,4 %
масс, масло показывает высокие результаты при определе¬
нии утабилы-юётц по методу IEC 11125С и превосходит по
этому показателю товарное масло марки ГК. Трансформа¬
торное масло на базовом гццроизоУеризовашгом. .масле:
должно обеспечить бессменную эксплуатацию в маелоза-
полненном- оборудовании в течение 50 лет и более,: При
определении га.юс гонкое m трансформаторное масло ведет
себя как газовыделяющее с результатом +32 мкД^мин,
тогда как для масла ГК этот показатель составляет
+28 мклу?;мин, что связано е меньшим содержанием- арома¬
тических углеводородов в базовом масле'Татнефть HVI-2.
Физико-химические показатели масла трансформатор¬
ного производства АО «ТАНЕКО>> (СТО 78689379-18¬
2018) приведены в табл. 3.8.
86

Таблица 3,8
Физико-химические показатели масла трансформаторного
производства АО «ТЛИ К КО * (СТО 78689379-18-2018)
Показатель
Значение
для показа¬
теля
М<под испытания
Вязкость кинематическая, мм v. с,
не более;
при 10'! (.
при .1',! С
Т1 j Т1 10 Ш
при -3Q
щ
9
12
800
По ГОСТ 33-2016
или ASTM D445
Плотность при Щ °Ц, й#йр(; не
более
895'
Но ГОС Т Г о Н,16У
97 или ГО( г lid
.'!67о 20 И. A5IM
D1298
Температура вспышки, определяй
мая в закрытом тигле.;, °С, не ниже
135
По пк.т ШШНА
или ASTM D93
Температура текучести, °С, не вы¬
ше
-45
По ГОСТ 20287-91
(метод А) или
ASTM D97
Содержание механических приме¬
сей
< >1С\ JC П!'.Г1
По ГОСТ 6370-83
Содержание воды, мт.Т®т, не более
30
ГОСТ Р 54331-2011
с Дополнением по и.
и и ГОСТ Р мэк
60814-2013
Поверхностное натяжение при
мН/м, не менее
40
11 о ГОСТ Р . >.vi 1.1
2013 или AStII ’
1)97 1
Внешний вид
Прозрачная
жидкость,
без осадка и
взвешенного
вещества
ГОСТ Р 5133.1-2011
Цвет; гд, IU П . не более
1,0
По ГОСТ 20284-74
или ASTM D1500
Кислотность, мг К' >Н. 1 масла, не
более
0,01
По ГОСТ 5385 7Г>
или ASTM 1)971.
ГОСТ 11362-96
87

Продолжение iao.1. 3.8
i iuKa.saio.il>
Значение
для показа¬
теля
Метл испытания
Содержание серы:, Щ|
Не нормиру¬
ется, Опре
деление обя¬
зательно
По ГОСТ Р ЕН
Ии 14596-2008 или
ГОСТ Р 53203-2008,
ASTM 1 >12! И
Наличие коррозионной серы
Отсутствует
По ШС.Т 332Ш-2015
или DIN 51353-198#
Испытание корродирующего дей¬
ствия на пластинку Из меди марки
Ml К или |ф2 по Г(Н У 895-2015
Выдержива¬
ет
ll.i ГОСТ 2917 78
или ASTM D130
Содержание антиокислительрой
присадки, %, в пределах
0.2:;» 0.10
ГОСТ Р МАК 60666
2013 или ASTM
1 >2666
Содержание полихлорированных
бифенилов
Отсутствует
ГОСТ Р МОК 61619¬
2013 или ГОСТ IEC
61619-2014
Массовая дол и полициклических
ароматических соединений,
Щмасс., не бодее
3
IP 346:1996
Содержание 2-фурфурода, мгИкг,
не более
0,1
ГОСТ Р МОК 61198¬
2013 или ГОСТ IEC
61198-2014
Тангенс угла диэлектрических по¬
терь при 90 °0,; |в, не более
т
ПйТОСТ':б581-^
с дополнением по
и. ;3,:2 или ASTM
D924, ГОСТ Р МЭК
60247-2013
Напряжение пробоя после подго¬
товки пробы, кВ, не менее
70
По Г ОСТ.6581-75
с Дополнением по^
и. 5.3 или ASTM
D1816, ГОСТ Р
МЭК 60156-2013
ГазосТойкость в электрическом по¬
ле, мкл мин
Не нормиру¬
ется, опре¬
деление обя¬
зательно
ГОСТ Р МЭК 60628¬
2013 (метод А) или
ASTM 1 >2.100. ГОСТ
131 ЮЗ 8.S
88

!! он да Л же н и е та б л. 3.8
Показатель
Значение
для показа¬
теля
Метл испытания
Стойкость к окислению в течение
11 о ГОСТ Р МЭК
500 ч, не более:
61125-201.3 (метод О
общая кисйютнбсть, мг КОЙф?
0,15
и ГОСТ Р МЭК
массовая доля осадка, %
0.005
60247-2013, ГОСТ Р
тангенс угла диэлектрических
5
МЭК 61620-2013,
потерь при 90 °С, %
ASTM DS24 или
ГОСТ 6581-7$
Стабильность против окисления
(155 Ч'. 14 ч, .50 мл. мин), не бо¬
лее:
11 о ГОСТ 981-75
масса летучих низкомолеку¬
лярных кислот, мг КОН/г
масла
0,0.4
массовая доля осадка, %
0,015
кислотное число окисленного
масла, мг КОН/г масла
0,1
Кроме российских производителей трансформаторных
масел на российском: рынке присутствуют масла зарубеж¬
ных компаний, таких как: Esso, Xynas, Shell и др..{ полу¬
чаемые на нафтеновой и синтетической основах. Значи¬
тельная часть трансформаторных масел, поставляемых на
российский: рынок Зарубежными производителями, прихо¬
дится на долю компании K'ynas. Физико-химические пока¬
затели зарубежных трансформаторных масел приведены
в табл. 3.9.
Сравнительная оценка качества трансформаторных ма¬
сел ГК производства АО «АНХК» и Nynax Nvtro 10XN
показывает, что мало ГК превосходит по основным экс¬
плуатационным характеристикам зарубежный аналог по
тангенсу угла диэлектрических потерь, пробивному нап¬
ряжению, стойкости: к окислению.
При этом ^содержание, ингибитора окисления г. составе
российского трансформаторного масла Меньше. Масло ГК
уступает по температуре застывания, но при низких тем¬
пературах вязкость ГК. меньше,, чем у Хупах \'у1 го 1QXN
(табл. 3.10).
89

T;i о.I и ii a 3.9
Физико-химические показатели зарубежных трансформаторных масел
Масло
Показа
Цвет
Кор¬
рози¬
онная
сера
Проб.
нап¬
ряже¬
ние,,
кВ
Темпе¬
ратура
вспыш¬
ки, °С
Кислот¬
ность,
(КЧ), мг
KOI I I г
Плот¬
ность,
jjjjg^gp
Темпе¬
ратура
застыва¬
ния, °С
Метрд по .\ST.M
D2440
1500
1275
877
92
974
1298
97
Esso: France
ЩЕ/СШГ № 52
0,5
Отс.
55
154
#0,01
849
-46
Esso: France
l \IVOI.T№Ш
и
Отс.
54
160
857
-46
Esso France
ЩЕУОЕГ № Ш
д,ё
Ore.
ш
4Я
Ш 0,01
844
-46
Esso France
l \IVOI.TШSfi
11
Отс.
ш
158
4 0,01
840
-46
Esso France
№ 524
д,ё
Ore.
51
160
Ш 0,01
850
-48
Esso France
l \IVOI.T№532
11
Отс.
48
162
4 0,01
850
-М3
Esso France
FMVOI.I ,V".i3l
д,ё
Ore.
57
158
Ш 0,01
850
ИЙ1
Esso France
;DtLVOLT№536
11
Отс.
58
159
4 0,01
851
-46
Nynas Nitro
10AT
ОД
Отс.
51
146
•,-0.0!
877
-57
Nynas. Nitro
10 BN
Oil
Отс,
54
144
< 0,01
883
-57
Nynas Nitro
10GB
ОД
Отс.
54
144
1-0,01
885-
-54
ЙШЖЯЯШ 1QX
0,5
Отс,
52
142
< 0,01
876
-57
Repsol Nention
ns
< >гс.
53
164
< 0,01
860
-46
Shell Interna
I ional Oiala 1)
!1
< )|С.
54
1 13
< 0,01
878
:>1
90

Кинематическая
вязкость при 40 9 С
■Сод.
инги¬
битора,
% масс.
Стойкость к окислению Л8ТМ
D2440
Газостой
кость при
80 °С,
НКЙЕЙ®ИН
Сет
ЭЩ
72 ч
164 ч
осадок,
% масс.
КЧ. мг
КОН. 1 г
осадок,
% масс.
КЧ. мг
КС Н1. 1 г
JH
2161
2668
Нет
974
Нет
974
2300 В
7,5:2
50,5
Не сод.
0,07
0,23
0,11
0,27
-22,4
7,58
40.7
0,28
< 0/д.Ц
о. 01
0'01
0/03
20/.
7,44
.0.2
Не сод.
0,06
0,21
0,12
0,27
-2,8
7,3
49,8
0,28
< 0/д.Ц
о. 01
«0,01
К о 01
-11,6
7,58
.0,7
Не о. и.
0,02
0,10
0,02
0,16
-18,9
7,52
§0,5
0,06
< 0|#01
о. 01
0,01
0,03
-27^5
7,60
50,7
0,28
< 0|#01
4;0/f:l
... 0.01
... 0/01
-28,9
7,59
50,7
0,47
1ж 0/1.11
ш 0,01
8 0. 01
-30,8
7,27
49,7
0,07
< 0|#01
4;0/f:l
... 0.01
... o/oi
/35,2.
7,74
51,2
Не сод.
0.01
0,06
0.01
0,12
+17,6
7,46
50,5
Не сод.
0.03
0.15
0,06
0,16
щ-щ.
7,25
49,6
0,36
". 0. 4.11
Д140411
.К 0,01
т о ■ 01
9,89
58,2
Не сод.
0,04
0,06
0,05
0,09
+12,6
8,09
52,2
Не сод.
0,03
0,09
0,05
0,10
+24,3
91

Таблица 3.10
Сравнительные показатели трансформаторных масел марок ГК
и Nynax Nytro 10XN
Трансформаторное
масло
Показатель
Норма
Nynax
АО
Л11 X К ,-
МЭК
60296:2008
:%tro
10XN
Кинематическая вязкость при: темпера¬
туре 40 не. более
12
8,0
9.5
Кинематическая вязкость при: темпера¬
туре—30 °С; не ббЛёе
1800
800-730
640
Температура к:к\ цеп и. ' С. не выше
-45:
От -50
до -60
-47
Содержание воды, мг кг. не более
30
т 20
ш Ш
Пробивное напряжение без обработки,
кВт, не менее:
30
40-60
70
Тангенс угла диэлектрических потерь
CttDF) при температуре 90 Ч§,,: частоте
50 Гц, не более
0,005
0,001
0,001
Поверхностное натяжение при. темпе¬
ратуре 2.1 °С, мП м, не менее
40
50
50
'Содержание серы, % (строгие требова¬
ния)
ОДУ
0,010
0,0007
Массовая доля полициклических аро¬
матических углеводородов, %,. не более
3
3
2
Содержание ингибитора окисления, %}
в пределах
0,25-0,40
0,38
0,30
Стойкость к окислению в течение 500 ч:
общая кислотность:, мг КОП г, не
более
0,15
0,08
0,05
массовая дбля i кадка. %., не боЛее:
0,005
0,003
0,002
тангенс угла диэлектрических по¬
терь (DDF) при 90 °С} не более
0,050
0,020
4 о,ою
’Тазостойкость в электрическом поле,
мк.т мин
Опред.
-
26
92

3.3.2. СИНТЕТИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТР01В0ЛЯЕШ01ШЫЕ МАСЛА
Синтетические масла обеспечивают более высокую по¬
жаробезопасность и защиту окружающей' среды по сравне¬
нию с нефтяными маслами. Синтетические и натуральные
эфиры в течение многих лет успешно использовались на
новых и модифицированных установках в электрообору¬
довании в Германии, Польше, Австрии, Швеции. Синтети¬
ческие масла являются альтернативой: традиционным
трансформаторным маслам. Классифицируются как легко
разлагаемые микроорганизмами' и не представляющие
опасности для водоёмов (OECD 301), обладают полной
биоразлагаемостью (МЭК-61039), нетоксичные, не испа¬
ряются в окружающую среду; неопасны для активного ила
на станциях биологической очистки.
Так, М.И. ШахновичеМ предложена классификация син¬
тетических Электроизоляционных жидкостей, основанная
на., их химическом составе, пожаробезопасности и: верхнем:
температурном пределе работоспособности.
По химическому составу синтетические изоляционные
масла относятся к хлорированным углеводородам, крем¬
ний- и фторорганическим соединениям, сложным эфирам'
и: т.д.
По назначению различают: синтетические жидкие ди¬
электрики д.ля трансформаторов (маловязкие жидкости,
диэлектрическая проницаемость при 20 °С - в пределах
2,3-3,8, а при рабочей температуре тангенс: угла диэлек¬
трических потерь - до 0,01); для конденсаторов (более
вязкие жидкости диэлектрическая проницаемость при:
20 °С - в пределах: 3,5-35,0, а тангенс угла диэлектриче¬
ских: потерь минимально возможный); для кабелей (вяз¬
кость различная в зависимости от конструкции кабеля,
диэлектрическая проницаемость и тангенс угла, минималь¬
но возможные); для систем изоляции и циркуляционного
охлаждения блоков олек тройкой аппаратуры, выпрями¬
тельных устройств, генераторов (вязкость минимальна
в диапазоне рабочих температур, величины электрофизи¬
ческих показателей имеют второстепенное; значение).
По пожароопасности синтетические жидкости разделя¬
ют на две группы: негорючие и горючие. К первой груп¬
пе относят: галоидпроизводные углеводороды, некоторые
93

кремнийорганические соединения, эфиры фосфорной: кис¬
ло им. эфиры фторспиртов,. галоидпроизводные полифе¬
нилэфиров. Ко второй группе - большинство крсмшш-
органических соединений , сложные эфиры органических
кис.юг. неопентйловые спирты, синтетические углеводо¬
роды.
По верхнему пределу допустимой рабочей температуры
синтетические изоляционные жидкости разделяют на
группы:
-	до 135 °С (синтетические, углеводороды, некоторые
эфиры кремниевой' и фосфорной кислот, органических
кислот, хлорггроизводные углеводородов);
-	до 200 (соответствующие по температуре кипения
фторорганические жидкости, некоторые- эфиры кремние¬
вой кислоты, хлор-, фтор-, органосилоксаны)|
-	до 280 °С (некоторые эфиры кремниевой, кислоты,
полифенилэфиры и полиорганосйл океаны, получаемые
специальными методами переработки). Относительная це¬
на различных видов синтетических жидких диэлектриков
приведена в табл. 3.11.
Хлоруглеводороды имеют высокую термическую и оки¬
слительную стабильности, устойчивы к воздействию кис¬
ло г и щелочей и обладают относительно низкой упру¬
гостью паров.
Стойкость к воспламенению является одной из важней¬
ших особенностей жидкостей на основе хлорированных
углеводородов. Некоторые, их них (четыреххлористый уг¬
лерод, гексахлорбутадиен) используют как средство пожа¬
ротушения. ПрИ температуре ниже температуры термиче¬
ского разложении хлоруглеводороды не дают вспышки
при под несении к их поверхности пламени. Воздействие:
электрической дуги в среде хлорароматических углеводо¬
родов вызывает их разложение с образованием углерода
(в виде копоти) и свободных радикалов хлора и водорода^,
который взаимодействуют с образованием газообразного
хлористого водорода. Для связывания хлористого водоро¬
да. при горении дуги в присутствии хлорнроп.ягодных аро¬
матических. углеводородов, который оказывает агрессивное;
действие на материалы оборудования, применяют метал¬
лоорганические соединения: типа тетрафеНилолов, вводи¬
мых в концентрации 0,1-0,2 % масс,
94

Т а б лица 3.11
Относительная цена различных видов синтетических
жидких диэлектриков
Вид жидкого диэлек¬
трика
Область применения
Цена по от¬
ношению к
цене нефтя¬
ного масла
Нефтяное трансформа¬
торное масло
Большинство высоковольтных
трансформаторов (около 90 %)
1
На основе хлорирован¬
ных углеводородов
Высоковольтные пожаро- и
взрывобезопасные трансформа¬
торы до. .10 12 МВ А (основная
часть трансформаторов до 1 ЛЮ
КА А)
4-10
Кр е мнийо р ган ичес ки е
жидкости на основе по¬
л ид имети леи ло к с атто в
Небольшие трансформаторы для
специальных целей, работающие
при высоких температурах
80
Кр е мнийо р ган ичес ки е
жидкости на основе по-
лидиметилфени л силок-
санов
Тб же
370
Фторорганическая
жидкость CsFieO (цик¬
лическое соединение)
Небольшие трансформаторы для
электронного оборудования, си¬
ловые для специальных целей,
выключатели и контакторы
370
Фторорганичеекая
жидкость G4F93N
Небольшие трансформаторы для
блоков электронного оборудова¬
ния
11.т0
Физико-химические свойства хяордифенилов зависят от
степени их. Хлорирования. Хлор дифенилы отличаются кру¬
той кривой зависимости вязкости от температуры. С уве¬
личением в молекуле дифенила числа атомов хлора повы¬
шается плотность, вязкость, соединений, ухудшаются вяз¬
костно-температурные свойства и повышается температура
застывания,, Снижается.упругость паров.
Температура кйпения при атмосферном давлении, для
смесей с преимущественным содержанием: дихлор фени¬
лов - 290-325 °С, для гексахлордифенилов - 365-390 °С.
Хлорированные дифенилы, будучи полярными вещества-
95

Mil, имеют высокую гигроскопичность. Растворимость воз¬
духа. и других пазов в хлордифенилах зависит от вязкости
в снижается т повышением температуры.
Электрофизические показатели хлорированных углево¬
дородов достаточно высокие. Пробивное напряжение при:
отсутствии воды и растворенных газов превышает 45 кВ
и в диапазоне:: температур 20-70. °С меняется незначитель¬
но, а при низких температурах с ростом вязкости (свы¬
ше 500 сСт) наблюдается увеличение: пробивного напря¬
жения.
Удельное объемное сопротивление для очищенных (от
тазов, воды, хлористого водорода) три-, тетра- и пен¬
тахлордифенилов лежит в пределах. 3-10-1012 Ом-см. Зна¬
чение диэлектрической проницаемости хлордифенилов за¬
висит от количества атомов хлора в молекуле и связано
с ее полярностью. С увеличением' количества атомов хлора
в молекуле хлордифенилов возрастает дипольный момент
и диэлектрическая проницаемость.
Бумага,; пропитанная полихлордифенилами, ведет себя
в отношении к ионизации при переменном токе значитель¬
но лучше, чем изоляция, пропитанная нефтяными изоля¬
ционными маслами. В процессе пропитки изоляции хлор-
дифенйлом ее электропроводность повышается за счет
ионов, переходящих в жидкость из бумаги.
Хлордифедилы хорошо растворяются в нефтяных мас¬
лах, в том числе трансформаторных,, при окислении кото¬
рых образуются продукты окисления, легко растворяющи¬
еся в хлордифенилах, что приводит к снижению их ди¬
электрических показа гелей.
По величине коэффициента объемного расширения
(в пределах 0,00067-0,00073 °С) жидкости на основе,
хлордифенилов находятся на уровне нефтяных масел*
Fla основе ..смеси, содержащей 90 % хлорированного
дифенила и 10 % трихлорбецзода, создана электроизоля¬
ционная жидкость Для трансформаторов С-овтол-Ю. Явля¬
ясь жидкостью пожаро- и взрывобезопасной, Совтол-10
обладает высокой гигроскопичностью и токсичностью.
Синтетические, масла выпускают многие ведущие; ком¬
пании.: Mobil, Total, Midel. Лидером является компания
Midel. Основным продуктом компании является масло
MIDEL 7131 да. основе: эфира петаэритритола, которое
96

имеет ряд преимуществ перед нефтяными маслами: по
устойчивости к окислению, тангенсу угла диэлектрических
потерь, напряжению пробоя и низкотемпературным харак¬
теристикам (табл. 3.12).
Таблица 3.12
Характеристика синтетического масла MIDEL 7131
Нбказателъ
Единица
измере¬
ния
Метод
Требования
MIDEL
7131
Цвет
щ
ISO 221 1 73
He более 200
-
Внешний вид
-
ТЕС 61099.7.1.2
Прозрачная жидкость
без взвесей и осадков
Плотность при 20 ЩЦ
кг м
ISO 3673-2014
Не более 1000
970
Кинематическая вяз¬
кость при 40 °С
мм2/с
ISO 3104-94
Не более 3.1
28
Кинематическая вяз¬
кость при 20 (.
ШЩтк
ISO 3104-94
Не более 30 00
1400
Температура вспышки
тс
iso 2719-2013;:
Не менее .230
260
Температура, возгора¬
ния
гоС
ISO 2392-2000
Не менее 300
316
Температура засты-
ванры
Щ
ISO 3016-1994
Не более -4§
-60
Кристаллизация
-
IEC 61099
(приложение A)
Без образования
кристаллов
ъШшшмшш свойства со/.кино требованиям стандарта 1 ш 6199
Содержание влаги
мг. кг
IEC 60814-2014
Не более 200
50
Число нейтрализации
мг
КОН/г
JKC 62021-2013
Не более 0,03
- 0.03
Устойчивость к оки¬
слению:
общее содержание
кислот
общее содержание
шлама
мг
КОИ г
% масс.
IEC 61125-2014
IEC 61123-2014
Не более 0,03
Не более 0,01
0,01
0 0!
Низшая теплотворная
способность
:ЗЗД[М;Зкг
A STM 1)210 02
-4:32
31,6
97

Продолжение табл. 3.12
Показатель
Единица
измере¬
ния
Метод
Требования
Ml DEL
7131
Диэлектрические свойства согласно требованиям
стандарта IEC 6199
Напряжение пробоя
кВ
IEC 60156-2013
Не менее 45
> 75
Тангенс угла диэлек¬
трических потерь при
90 °С и 50 Гц
—
IEC 60247-2013
Не более 0,03
< 0,008
Удельное объемное
электросопротивление
постоянному току при
90 °С
ГОм-м
IEC 60247-2013
Не менее 2
> 30
Широкое применение находят масла на силиконовой
основе (кремнййорганические жидкости), которые отли¬
чаются стойкостью к высоким температурам. Их рекомен¬
дуется применять в закрытых помещениях, в которых
ограничено использование горючих материалов.
В трансформаторах масла на нефтяной основе заменяют
на силиконовые для снижения класса их пожароопасно¬
сти. Силиконовые масла производятся на основе полиди-
метилсилоксанов с общей формулой;
где п - от 1 до 10 000 и более; Ri, R2, R3 и R4 - органи¬
ческие радикалы.
У этих соединений энергия связи Si О - 470 кДж/моль,
С-О - 335 кДж/ моль; длина связи Si О - 1,63 А, С-О -
1,4 А; ненапряженная связь - угол Si-O-Si - 130°, ва¬
лентный угол кислорода - 106°.
98

(Силиконовые масла имени широкий, диапазон рабочих
температур, высокий индекс вязкости,, термостабильность,
низкую воспламеняемость, стабильность диэлектрических
характеристик, Низкую сжимаемость, химическую инерт¬
ность, низкую токсичность.
Основными производителями; в Европе «Силиконовых
масел является компания Wacker (.’hemic AG (масло
POWERSIL FLUID TR 50) и корпорация Dow Coming
(масло Dow Coming 561 Silicone Transformer Liquid).
Аналогичный продукт в России выпускает компания
ООО <<СОФЭКС-Силйкон>> под названием Софэксил-
ТСЖ (ТУ 2229-026-42942526-2001). Жидкость Софэксил-
ТСЖ предназначена для использования в качестве охла¬
ждающей жидкости в небольших и средних силовых по¬
жаробезопасных трансформаторах, чаще применяется как
теплоноситель в технологических, системах для высо¬
котемпературного нагрева технологических, реакторов.
Основные характеристики Софэкрил-ТСЖ приведены в
табл. 3.13.
Из силиконовых трансформаторных масел, наиболее
широкое применение находит продукция из Германии,
производства компании Wacker ( hemic AG. В основном
находит применение масло POWERSIL FLUID TR .50
(табл. 3.14).
T;i o.i i! на 3.13
Характеристика силиконового диэлектрика Софэксил-ТСЖ
Показатель
Значение
Кинематическая вязкость при температуре 20 *С§ мм-Дс
50
Плотность, кг 'лк
960
Температура вспышки в открытом тигле, °С, полос
300
Температура воспламенения, ®;С, свыше
350
Темпера тура самовоспламенения, Ч§,.: свыше
нш
Пробивное напряжение оса обработки. кВт
40
Тангенс угла диэлектрических потерь (DDF) при тем¬
пературе 90 °С, частоте 40 Гц
0,0001
Диэлектрическая прочность, кВ (зазор 2)8 мм)
35
99

T;i о.I и a a 3.14
Характеристика силиконового диэлектрика POWERSIL FLUID TR 50
Показатель
■Значение
Кинематическая вязкость при температуре 40 °С, мм2;Ус
40
Кинематическая вязкость при температуре У30::®С, мм- с
Нет данных
Температура iei:\'jecjii, Ч
-50
Температура самовоспламенения, 48
Я 340
Содержание воды, mi . i;.i
«50
Пробивное напряжение без обработки, кВт
40
Тангенс угла, диэлектрических потерь (DDF) при темпе¬
ратуре 90 'Щг частотой!: Гц
0,001
Поверхностное натяжение при температуре 25 РС, м11 ' м
Нет Данных
Подержание ингибитора окисления, %
Нет данных
Стойкость к окислению в течение 500 ч:
общая кислотность, мг К! >11 л, не бодее:
0,01
Диэлектрическая проницаемость при НО 'С п :>0 Гц
20
Удельное объемное, электрическое сопротивление, при
90 Щ, Ом-см:
СО
О
Л
3.3.3.	РАСТ11ТЕШ>НЬ1Е МАСЛА
Ресурсосбережение и шши являются актуальными
проблемами: при производстве смазочных материалов.
Сырьем для производства смазочных материалов на осно¬
ве растительного происхождения является рапсовое млело.
По ряду физико-химических характеристик оно соответ¬
ствуют нефтяным, но их кислотное число высокое и меж¬
ду нефтяными маслами и рапсовыми имеются отличия
в основном по температуре застывания и низкотемпера¬
турной вязкости.
Растительные маейа хорошо совмещаются медсду собой:
и: с нефтяными: маслами. Трибологические характеристики:
рапсового масла лучше, чем у нефтяного, но уступают им
по стойкости к окислению. Рапсовые масла о присадками
по физико-химическим показателям идентичны нефтяным,
но превосходят их по биоразлагаемости, и нетоксичности.
100

Рапсовое масло без специальном подготовки обладает
высокими значениями пробивного напряжения и темпера¬
туры вспышки в закрытом- тигле, а по содержанию водо¬
растворимых кислот, щелочей и общей серы удовлетворяет
нормам на свежее и подготовленное к заливке в оборудо¬
вание- трансформаторное масло. Из-за большой вязкости
Та ал и ца .'1.1:ч
Сравнительные характеристики трансформаторного масла
на растительной и нефтяной базовой основе
Показатель
Основа
нефтяная
рапсовая
Кинематическая вязкость при темпе¬
ратуре 40 4% йм%%:
8,6
.33,0
Кинематическая вязкость при темпе¬
ратуре -30 "С.
1800
Не определялась
Темпера тура ктучес пт Ч.'
От 0 до 23
Содержание воды, MifT'Kj
30
60-178
Пробивное напряжение без обработ
ки, кВт
аО
6U 70
КивЛбтное число: свежего масла,
мг-КОНут
0,01
0,04-0,08
Температура вспышки в открытом
тигле,
13.) 15:0
ш
Тангенс, угла диэлектрических потерь
по ГОСТ 6581-75 при температуре
90 np;i частоте 50 Гц, %
0.0 2.0
16.9 2з.1
Поверхностное натяжение при темпе¬
ратуре 2:5 ?С, мН/м
40
24,9
Подержание серы, %
0.3 0.6
0,005-0,0006
Диэлектрическая проницаемость по
ШЙ .60247-2013
2,2-2,4
2,6
Удельное объемное сопротивление
60247-2013,, ём-м
%шя№
(’1,74—2,2 4 ) ■ 109
Цвет, ед ЦНТ
1.0 1,.
0,5.
Показатель преломления
1,4685
I. 1713
101

й высокой: температуры: застывания, содержантвт полярных
соединений, в том числе воды, тангенса угла диэлектриче¬
ских потерь стандартное товарное рапсовое масло нс соот¬
ветствует. нормам: на свежее трансформаторное масло, под¬
готовленное к заливке в оборудование (табл. 3.15). Несо¬
ответствие нормам по тангенсу объясняется особенностями;
структуры рапсового масла. Противоречие между высоки¬
ми значениями пробивного напряжения и большими зна¬
чениями влагосодержания .связано с вязкостью рапсового
масла. Особенностью рапсового масла является его спо¬
собность (как и других природных сложных эфиров) рас¬
творять в себе большое? количество влаги, которая в рас¬
творенном состоянии не оказывает влияния на электриче¬
скую прочность диэлектрика. По сравнению с другими
растительными маслами рапсовое масло обладает более
высокой стойкостью к окислению.
Трансформаторное масло на основе рапсового масла
пригодно для использования в не слишком: суровых зим¬
них условиях. Рекомендуется применение? таких масел
в герметичном маслонаполненном 'электрооборудовании
(со специальной защитой), классом напряжения не выше.
НО кВ и в южных районах, где. средняя температура зи¬
мой не опускается ниже -10 °С, либо в трансформаторах,
установленных в закрытых помещениях.
СКИС .’Ok' ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ
1.	Крейн (. КулШова Р.В. Нефтяные изоляционные масла, -
М.-ШЛ Гбеэнергоиздат, 195.9. - lTT c,
2.	Шуэснович М.И. Синтетические жидкости для электрических ап¬
паратов. —Ий Энергия, 1972. - 200 с.
в, Гощрберг Д.О., Крейн С.Э. Смазочные масла...из нефтей восточ¬
ных месторождений. - М.: Химии. 1972. - 2.'.12 с.
Ш jfumume&H Р.А*4 Й1а£новт Miff, Трансформаторное масло.
Изд. ?3-е: перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 19Ш>> - 296 с.
>. li'Vopi .»)<!.■ a it H.IL. ПасвёЩов Н. П.. Тарёёр Б . М . Электроизоля¬
ционные материалы. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 338 с.
6.	Самедова Ф.И. Смазочные масла из бакинских парафинистых
нефтей. - Баку: Элм. 1987. - 256 с.
7.	AmtciiMoi: II. Г.. Вадыштова К.Ш., luun/ioi: ('..1. Toii/misa. сма¬
зочные материалы, технические жидкости. Дееортимент и применение,
102

Справочник под ред. IS.M. ТНкольникова. I 1зд. 2-е перераб. и доп. -
М.: Издательский центр «Техинформй,, 1999. -196 с.
8.	Рудник Л.Р. Присадки щ смазочным материалам;» Свойства и
применение; пер. с англ. яз. 2-го и.и. Под ред.. А.М. Данилова. -
СПб.: ЦОГ1 «Профессия», 2013» - 928 с.
9.	Г0абаМта Т.Н., КамЩРШи 00, Гидрокаталитические процес¬
сы в производстве масел: Учебное пособие. - Самара: Издательство
'Самарского государственного технического университета, 2003..	-
56 6.
10.	Некрасов В.Г,, KmcUxuu С.Д.? Клгшашевский И.П. О жачестве
трансформаторных масел для высоковольтных вводов и их надежно-
cut - Стекфича кис станции. - 1996. - № 8. - С. 78-81.
11.	Липштет Р.Л., Глазунова	ДШШМШШ И.!'.. Шведские
трансформаторные масла фирмы Nynas марок Nitro 11GX и Nitro:
1 ОХУ/Э лектрические' Станции. - 1998. —«Ш 1. — С. 61-64.
12.	Герасимов Д. И. Шзодепарафинизация нефтяного сырья на пла¬
тиновых цеолитсодержащих, катализаторах' канд. дисс» - М.: РГУ
нефти и газа (МНУ) имени 11. М. Губкина, 2011. - 134 с.
13.	Поскотина В.П,, Голованъ Г.Д. Электрофизическая стабиль¬
ность трансформаторных маседУ/Электротехника, электроэнергетика,
Электротехническая промышленность. — 2010. -№ 2. - Щ 10 12.
14.	Ванин Б.В.} Львов Ю.Н., Писарев Н.Д.- Испытание; свойств
трансформаторного масла Т-750 в высоковольтных герметичных вводах
в процессе экСплуатацифУ/Электрические' станции. - 1995. - № 3. -
К- -67-71,
1У у Винер А, Б, Каталитическое влияние меди на окисление нефтя¬
ного масла с присадкамиуйА, Б. Винер, Г.М. Балак, И.А. Пономаренко,
:Л,Д, Калинин//тХимия и технология топлив и масел. - 1988. - № 8. -
С. 30-31,
16.	шШШШ D.B+jc Mlaus И. И. The Role of iron and Copper on the
Oxidation Degradation of Lubrecati.on Oils» Lubrication Enginuring,
199;$, no. 7. p. 97-101.
17.	Гусакова /К. К). Производство трансформаторного масла к соот¬
ветствии с требованиями М- Ж 60296:200.3. Вопросы технического рол.
лпрмпанин. /К.Ю. Гусакова, К.И. Выбойченко, Н.В.Тютрина, Н.С. Веп-
нгура, О.А- Тимошенщ/у Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных
компаний. - 2011. - № 9. - С- $4-37
18.	Нишатултшя В.Р. Получение' трансформаторного масла о
улучшенными электрическими характеристиками/В.Р. Нигматуллин,
:>.Г» Деляшев, И. Г. Нигматуллин, ЖЕ(, Дрвгополый/^ТХимия и техно¬
логия топлив и масеЛ. - 2011, - Ш 1. - С. 11-12.

Глава 4
ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО
МАСЛА
При эксплуатации трансформаторного масла происхо¬
дит изменение его основных физико-химических свойств,
показатели достигают предельных значений, которые нор¬
мируются стандартами; энергетических компаний, опреде¬
ляющих арок службы трансформаторного масла. В ртом:
случае масло меняют иди подвергают очистке или регене¬
рации.. Этот процесс снижения качества до замены масла
называют старением масла. Если осуществлять все работы
по очистке, масла, то срок старения можно значительно
увеличить. Средний срок эксплуатации трансформаторно¬
го масла, гарантированный производителем:, составляет от;
6 до 8 лет. На практике до очистки, или. замены оно может
служить 10 и более лет. Правильная эксплуатация позво¬
ляет продлить срок службы трансформаторного масла до
20-25:, а в некоторых случаях и до 30 лет. В противном
случае трансформаторное;: масло нс сможет отработать да¬
ча- гарантированный, срок.
4.1.	СОСТАВ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА
Нафтено-парафиновые углеводороды обладают незна¬
чительной полярностью, поэтому их тангенс угла диэлек¬
трических потерь Зависит от частоты тока. Основными по¬
лярными компонентами в трансформаторном: масле на
нефтяной, основе, кроме кислородных, сернистых и азоти-
104

етых соединений, являются ароматические углеводороды.
Тангенс угла диэлектрических, потерь при 50 Гц для наф¬
теновых и ароматических углеводородов нефтяного масла.,
не содержащих примесей, имеет небольшое, значение. Чем
меньше в изоляционном масле содержится полярных при¬
месей и ароматических углеводородов, тем выше электри¬
ческая прочность масла. С повышением вязкости электри¬
ческая прочность масла падает из-за трудности удаления
из него воды и низкокипящих примесей.
Асфальто-смолистые вещества, повышают тангенс угла,
диэлектрических потерь трансформаторного масла. Осадок
(в основном асфальтены и окон кислоты) образует колло¬
идным раствор и повышает проводимость.
Диэлектрические потери в изоляционных маслах, свя¬
занные о присутствием: в них мыл, смол: и других продук¬
тов, образующих коллоиды или. микроэмульсии при тем¬
пературе от 10 до 150 °С при частоте 50 Гц, обусловлены
в основном электрофоретической проводимостью.
Присадка. Агидол-1, введенная в состав изоляционных
масел, не изменяет тангенс угла, диэлектрических потерь.
Большое влияние на тангенс угла диэлектрических по¬
терь изоляционных м^сел оказывает число промывок его
водой: после кислотно-щелочноц очистки.
Причиной повышения диэлектрических потерь ирге;
50 Гц в процессе эксплуатации, изоляционных .масел явля¬
ется образование коллоидных частиц, вызывающих, элек¬
трофоретическую проводимость. Такими коллоидными
веществами могут быть:
-	компоненты лака и старого шлама энергетических ма¬
сел;
-	мыла, образующиеся в результате, взаимодействия
продуктов старения с металлами трансформатора;
-	кислые и нейтральные асфальто-смолистые продукты,
не содержащие в своем составе металлов.
4.2.	ОКИСЛЕНИЕ
Процесс старения масла зависит от многих факторов.
Основным фактором является окисление углеводородного
105

или другого базового компонента кислородом воздуха под
действием высокой температуры. Скорость окисления, его
глубина, а также характер образующихся продуктов зави¬
сят от химической природы масла, температуры, давления
воздуха, величины поверхности соприкосновения масла
с воздухом, обводнения, наличия механических примесей
и т.д. Влияние различных факторов на эксплуатационные
показатели трансформаторных масел исследовано в рабо¬
тах Р.А. Липштейна и М.И. Шахновича.
Процесс старения масел, характеризующийся изменени¬
ем кислотного числа и содержания антиокислительной
присадки, приведен на рис. 1.1.
На первоначальной стадии эксплуатации масла проис¬
ходит естественное снижение концентрации антиокисли¬
тельной присадки, (см. рис. 4.1, индукционный, период
окисления масла, зеленая зона 1) и плавное увеличение
кислотного числа.
По завершении индукционного периода окисления мас¬
ла остаточное содержание присадки в нем, как правило,
составляет менее 75 % от первоначального (зависит от из¬
начального качества базового масла). Затем начинается
Рис. 4.1. Изменение показателей трансформаторного масла в процес¬
се эксплуатации
106

процесс интенсивного окйбйения масла (ем. рйС. 4,1, жел¬
тая зона 2), который характеризуется резким увеличением
кислотного числа. При накоплении достаточного ко nric-
ства продуктов старения в масле появ.ляются осадки (рас¬
творенный шлам). Можно определить условно три области'
для ввода присадок. Первая область - индукционный; пе¬
риод окисления (см. рис. 4.1, Зеленая дона. I): область
эффективного действия присадки (рекомендуемая область
введения присадки). Вторая область - интенсивное окис¬
ление (ей;, рис. 4.1, желтая зона 2), когда восприимчи¬
вость к введению присадки зависну от исходного качества
базового масла и количества загрязнений, то есть ввод
присадки может как продлить срок службы масла, так и
оказаться малоэффективным (область возможного введе¬
ния присадки). Третья область - глубокое окисление (см.
рис. 4.1, красная: зона 3) - масло практически не воспри¬
имчиво к действию присадки, а ее ввод инициирует выпа¬
дение осадков из Масла (область недопустимости введения
присадки).
Основная опасность процесса старения заключается в
том, и@ он значительно влияет на электрическую проч¬
ность трансформаторного масла, которая характеризуется
такими показателями, как тангенс .угла диэлектрических
потерь, напряжение пробоя, удельное объемное сопротив¬
ление постоянному току.
При ^эксплуатации трансформаторного масла начинают
образовываться устойчивые продукты окисления: низко¬
молекулярные органические кислоты, вода, а. также неко¬
торые органические перекиси. Процесс Идет непрерывно,
все нарастая и усиливаясь. Увеличиваются кислотное чис¬
ло и зольность масла, процесс приводит к образованию
осадков, которые ухудшают отвод тепла от трансформа¬
тора.
Осадок, накопившийся на поверхности обмоток, отво¬
дах, шинах, в масляных каналах трансформатора, кроме
ухудшения процесса теплопередачи, соприкасаясь с цел¬
люлозной изоляцией. ускоряет ее старение. Возможно об¬
разование из частиц осадка проводящих, мостиков в изо¬
ляции трансформаторов, что ведет к уменьшению ее элек¬
трической прочности. Осадки в трансформаторном масле
делятся на три группы:
107

-	асфальтовые осадки представляют собой порошок
темно-коричневого или бурого цвета, и образуются от оки¬
слен™ нафтеновых ..смол. Основной вред от них связан:
с гем , что отлагаясь на. обмотках, они: ухудшают охлажде¬
ния трансформатора;.
-	осадки, образовавшиеся от взаимодействия металлов
и кислот (мыла), при взаимодействии с водой могут вы¬
зывать пробой внутри трансформаторов:;
-	углистые осадки черного цвета, получаемые при горе¬
нии электрическом дуги в масле, обладают хорошей про¬
водимостью. Дуга высокого напряжения при малой' силе
тока, горящая под толстым слоем; масла, дает тонкую
угольную пыль, почти не оседающую на дно. Дуга, низкого
напряжения при большой силе тока дает крупные хлопья
угля, оседающие на всех поверхностях трансформатора.
Грязь увеличивает вязкость масла, уменьшает его
охлаждающую способность и сокращает срок Службы
трансформатора. Загрязнение является причиной усадки;
изоляции, что приводит к разрушению лаков и целлюлоз¬
ных материалов. Загрязнен™ являются проводниками
разрядов и токов, так как впитывают влагу, вызывая пере¬
грев системы изоляции.
Старение трансформаторного масла является результа¬
том: не только окислительных процессов, но и: следствием
образования и роста, размеров металлсодержащих колло¬
идных частиц, в первую очередь нафтенатов меди и желе¬
за, Рост концентрации и увеличение размеров коллоидных
частиц в результате процесса. коагу.ляцин приводит к обра¬
зованию зон повышенной концентрации частиц в местах
наибольшей напряженности электрического поля, а. также;
активизации процесса осаждения и насыщения отложений
на внутренних поверхностях. Развитие коллоидно-диспер¬
сных процессов ведет к ухудшению состояния изоляции
трансформатора. Коллоидные структуры ухудшают опти¬
ческую мутность, ускоряют старение масла.
Все эти образования увеличивают содержание меха¬
нических примесей в масле. При достижении, критиче¬
ских. значений механических включении требуется замена,
масла.
Количество присадки в; свежем трансформаторном мас¬
ле, зависит от марки масла и должно быть не менее;
108

0,2 % масс. В присутствии Агидола-1 процесс термооки¬
слительного старения масла находится в индукционном
периоде, который характеризуется малыми ..скоростями
образования различных продуктов окисления и, как .след¬
ствие, малым изменением показателей качества масла. Оп¬
тимальная концентрация антиокисЛительной присадки в
трансформаторном масле - от 0,25 до 0,4 % массы. Ащ-
до.1-1 в растворенном состоянии практически не извлекает¬
ся из масла различными адсорбентами: при непрерывной
регенерации.
Эффективность работы АгидоЛ-1 как ингибитора оки¬
сления значительно выше в глубоко очищенных маслах
с малым содержанием ароматических углеводородов и
смол ,; таких как масла гидрокрекинга марки ГК и В Г.
При эксплуатации трансформаторного масла идет про¬
цесс непрерывного расхода Агидол-1, скорость которого
зависит от температуры и концентраций кислорода в мас¬
ле. С их увеличением увеличивается и расход Агидола-1.
При снижении концентрации Агидола-1 в эксплуа¬
тационном масле ниже определенного предела (менее
0,1 % масс.) существует риск интенсивного старения мас¬
ла, обусловленный значительным снижением стабильности
против окисления (кроме масла ГК, для которого .ног
порог может составлять менее .0,05 % массы). Снижение*
стабильности против окисления объясняется тем, что при
малых концентрациях Агидола-1 в масле перестает рабо¬
тать как ингибитор окисления и становится инициатором
окисления. Эксплуатация трансформаторного масла с со¬
держанием Ап г гола-1 ниже 0,1 % масс, нежелательна, Так
как возможно образование шлама., и ухудшение эксилуа-
тационных характеристик масла. Это ведет к значитель¬
ному увеличению расхода силикагеля в фильтрах транс¬
форматоров для поддержания эксплуатационных характер
рйстик масла или к необходимости последующей замены
масла.
В процессе эксплуатации контролируется содержание
Агидола-1, и при снижении концентрации Агидола-1 до
0,15 % масс, и менее вводят его в масло в количестве от
0,2 до 0,3 % масс.
Введение Агидола-1 в Эксплуатационное масло, в кото¬
ром образовался шлам, может быть неэффективно. Перед
109

введением присадки: в такое масло необходимо выполнить
его регенерацию крупнопористым, адсорбентом: с примене¬
нием установок для регенерации: масел.
Для продления срока службы эксплуатационных тран¬
сформаторных масел в трансформаторах и в высоковольт¬
ных вводах можно использовать такие деактивирующие;
присадки,, как. антраниловая кислота, Бетол-1 и некоторые:
другие.
Оптимальная концентрация антраниловой кислоты
или Бетола-1 в трансформаторном масле - от 0,02 до
0,05 % масс. При применении деактивирующих присадок
необходимо отключение? адсорбционных и; термосифонных
фильтров в начальный период эксплуатации масел, так.
как присадки адсорбируются на адсорбентах.
4.3.	МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ
Механические? примеси в трансформаторном масле- при¬
водят к снижению электрической прочности. Особенно
опасно накопление .механических примесей с одновремен¬
ным накоплением воды в трансформаторном: .масле. При
содержании в трансформаторном масле воды 20 рФт и ко¬
личестве механических примесей 0.5 гу'Т, электрическая
прочность равна 80 кВ. При содержании: механических
примесей 50 гфЛ электрическая прочность падает до 60 кВ
(табл. 4,1).
При увеличении концентрации механических примесей
от 0,5 до 2,5 мг/л пробивная прочность масла в стандарт¬
ном разряднике снижается с 80 до 50 кВ.
Таблица 4.1
Влияние влажности и механических примесей на электрическую
прочность масла
(. одержание уе.ханиче-
ских примесей, Туз
Электрическая прочность, кВ, при влаш-
содержании, |/т
20
10
60
ЙЛ
80
75
60
:.о
60
40
20
110

4.4.	ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Большое влияние на работу трансформатора оказывает
изоляция (бумага,. картон) - целлюлоза, находящаяся
в контакте с трансформаторным маслом, которая стареет
и разрушается при оксплуа тацпп. .5а период старения цел¬
люлозы образуется вода: в количеств® до 2 % от ее объема.
Частички от разрушения изоляций и металлов могут обра¬
зовывать механические примеси. Порядка 85 % поломок
масляных трансформаторов происходит из-за повреждения
изоляции. Волокна целлюлозной изоляции оказывают от“
рицательное действие на электрическую прочность транс¬
форматорного масла, что проявляется особенно в транс¬
форматорном масле с водой. В Сухом масле волокна на
пробивное напряжение влияют слабо. Большое значение
имеет структура и размер волокон: крупные волокна, цел¬
люлозной изоляции меньше снижают пробивное напряже¬
ние, чем мелкие хлопчатобумажные. Низкомолекулярные
перекиси:, кислоты и другие полярные вещества, адсорби¬
руясь на бумаге,: пропитанной маслом, являются основной:
причиной повышения тангенса угла диэлектрических по¬
терь. Коллоидные системы, включающиеся смолы и мыла
являются источниками проводимости масла и влияют на
тангенс угла диэлектрических потерь бумаги.
4.5.	ВОДА
Электрофизические показа гели трансформаторного мас¬
ла. зависят в основном от содержания в нем воды. В наи¬
большей степени вода растворяется в непредельных и аро¬
матических углеводородах, в наименьшей - в парафино¬
вых углеводородах нормального с троения. G повышением
молекулярной: массы углеводородов одного гомологическо¬
го ряда, растворимость в них воды падает. Трансформа¬
торное масло способно насыщаться водой не только при
соприкосновении с ней, но и поглощая влагу из воздуха.
Растворимость воды в изоляционных маслах, находящихся
в равновесии: с воздухом, описывается уравнением:
111

Л = Дшх	= ¥ь= z^x <р,
Pb'KZLC
где X - концентрация воды,, моль Л’т.л. - максимальная
концентрация воды при данной температуре, моль рр ръ -
давление паров воды в воздухе, мм рт. cr.: рьнас - дав¬
ление насыщенных паров воды при данной температуре,
мм рт. гг: (р - относительная влажность воздуха.
С повышением относительной влажности воздуха и при
постоянной температуре равновесная концентрация воды в
масле растет линейно. При q? 6s 100 влага в виде тумана
садится на. поверхность масла, образуя две фазьц количе¬
ство воды неограниченно растет, а растворенной воды -
осгаерся равным; Л'т.,\.
При постоянном давлении паров в воздухе (рънас) по¬
вышение температуры приводит,, как правило, к уменьше¬
нию концентрации: воды в масле. Электрическая прочность
изоляционного масла, зависит от содержания в ней эмуль¬
сионной воды.
При; комнатной температуре и влажности 40-60 % раст¬
воримость находится в пределах 0,002-0,003 % масс. Не¬
значительная растворимость воды в нефтяных продуктах
объясняется различием в размерах молекул углеводоро¬
дов, из которых состоит масло, и молекул воды. Суммар¬
ное поле межмолекулярных сил. создаваемое при взаимо¬
действии этих двух типов молекул, препятствует* смеше¬
нию обеих жидкостей. Снижение пробивного напряжения
связано с тем,,, что вода является полярной жидкостью,
а масло - неполярн:ой. Вода, как полярная жидкость,
находится в неполярной жидкости и .создает в масле
Структуру в виде цепочек, вытянутых между электродами;
в направлении электрического поля. По этим цепочкам: и;
происходит пробой увлажненного масла- Для создания
цепочек достаточно небольшого количества влаги, даль¬
нейшее повышение ее содержания в масле поведет только
к нарастанию числа параллельных цепей, что снижает
уровень пробивного напряжения.
Связанная вода взаимодействует с полярными: примеся¬
ми, полярными неуглеводородными. частицами, коллоид¬
ными образованиями. Полярные соединения в масле: (мы¬
ла. натровых нафтеновых кислот и сульфокислот) увели¬
112

чивают гигроскопичность изоляционных масел. При нали¬
чии в масле полярных веществ и воды, вследствие образо¬
вания ассоциатов между ними, могут повышаться диэлек¬
трические потери. При получении изоляционных масел по
традиционной технологии: полярные вещества удаляют
промывкой иди адсорбционной очисткой..
Количество связанной воды обычно больше, чем рас¬
творенной. Устойчивость структур связанной воды объяс¬
няется наличием: водородных связей. Кроме этого смоли¬
стые: вещества^. соли нафтеновых кислот способствуют
формированию устойчивой структуры, ('вязанная вода не¬
значительно влияет: на пробивное напряжение и суще¬
ственно влияет на, повышение тангенса угла диэлектриче¬
ских: потерь (tg5).
Эмульгированная вода в трансформаторном масле
находится в виде мельчайших капель и выстраивается в
цепочки под действием электрического поля, образуя про¬
водящие мостики, резко повышает величину тангенса, угла
диэлектрических потерь (tg 5) при достижении критиче¬
ской концентрации из-за роста электрофоретической про¬
водимости (рис. 4.2).
При переходе эмульсионной воды в масло или при ее
испарении тангенс угла диэлектрических потерь падает и
достигает минимального значения.
tg5- КГ2
Рис. 4.2. Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь (tg §)
трансформаторного масла от наличия влаги
113

U, кВ
Рис. 4.3. Влияние воды на пробивное, напряжение трансформаторного
масла
Пробивное напряжение трансформаторного масла сни¬
жается в четыре раза при изменении содержания воды от
5 до 60 г/% (рис. 4.3).
На уровень пробивного напряжения масла с. водой:
влияет температура. Снижение пробивного напряжения
масел при низких, темпера,турах от 0 до -20 °0 зависит от
содержания влаги. При быстром снижении температуры от:
+10 до -20 °С происходит процесс перенасыщения водой
трансформаторного масла и ее выделение в масло в виде
эмульсии. что резко снижает пробивное напряжение.
Под действием; Сил электрического поля капли эмульги¬
рованной воды как полярной жидкости втягиваются в ме¬
ста, где напряженность поля особенно велика и начинается
развитие пробоя.
Наличие в масле примесей полярных продуктов оки¬
сления увеличивает гигроскопичность масла, повышая спо¬
собность масла: адсорбировать воду, при этом увеличивав
ется скорость переноса влаги из воздуха через масло
в твердую изоляцию, что вызывает снижение пробивного
напряжения и разрушение твердой изоляции.
Важнейшей операцией при эксплуатации трансформа¬
торных масел является удаление воды. Осушка трансфор¬
маторного масла, увеличивает пробивное напряжение с 15
114

Рис. АЛ. Изменение пробивного напряжения трансформаторного мас¬
ла в процессе сушки
до 80 кВт (рис. 4.4). При вакуумной сушке наблюдаются
три стадии; I - резкого повышения пробивного напряже¬
ния, происходит в процессе удаления эмульгированной
воды; II - незначительное изменение пробивного напря¬
жения, оно остается на уровие 60 кВт, так как удаляется
растворенная и слабо связанная вода; III - медленное по¬
вышение пробивного напряжения за счет удаления связан¬
ной; воды.
Снижение пробивного напряжения происходит более
интенсивно, если в трансформаторном масле кроме воды
содержатся механические примеси: и коллоидные образо¬
вания. Под воздействием электрического поля примеси
и коллоидные образования, а также микроэмульсия воды
втягиваются в зону между злокфолами и двигаются в
направлении поля. Теплота, выделенная в масло, переда¬
ется механическим примесям вследствие того, что масло
обладает низкой теплопроводностью по сравнению с мате¬
риалом частиц.
На поверхности механических частиц вода и низкоки¬
пящие материалы испаряются и образуют газовый канал,
по которому проходит пробой. При увеличении влажно¬
сти с 20 до 100 цФт пробивное напряжение снижается с 80
до 18 кВт. После; фильтрования и снижения количества
механических примесей с 50 до 0,5 цу'т: пробивное напря¬
жение увеличивается до 26 кВт (рис. 4.5).
115

Рис. 4.5. Изменение пробивного напряжения трансформаторного мас¬
ла (при частоте 50 Гц при температуре 25 °С) в зависимости от влаго¬
содержания W и содержания механических примесей:
1 - мае. ю содержит около 50 г, У механических примесей; 2 - масло
содержит 6о. ice 50 г/т мехашиеских примесей
Кроме содержания механических примесей и воды на
изменение пробивного напряжения влияют к другие фак¬
торы, например, температура. Значительно снижается ве¬
личина пробивного напряжения при резкой остановке экс¬
плуатации: трансформатора в зимнее время при минусовых
температурах и и рииудмтс. тиом охлаждении масла с по¬
мощью масляных насосов. Так, при возрастании: скорости
потока масла до 1 м/с пробивное напряжение уменьшает¬
ся на 10 %. Возможно уменьшение пробивного напряже¬
ния на 20 % мри скорости потока до 15-20 ем/с. Поэтому
необходимо постоянно контролировать уровень пробивного
напряжения в период эксплуатации.
Увеличение тангенса угла диэлектрических потерь зави¬
сит от всех процессов старения масла. Тангенс угла ли •
электрических потерь является показателем качества мас¬
ла, на который влияют коллоидные образования, раство¬
римые Mera.i.ioopiаиичеекие соединения и различные про¬
дукты старения масла и твердой изоляции.

46. ГАЗОНАСЫЩБНИЁ
Продукты окисления - низкомолекулярный органиче¬
ские кислоты, вода и частицы от разрушения изо,ляции
приводят к образованию вредных (агрессивных) газов,
которые вместе с воздухом снижают электрическую проч¬
ность трансформаторного масла на 20-30 %. Раствори¬
мость воздуха при давлении 735 мм рт. с г. и: 30 °С состав¬
ляет 10 % и повышается с ростом температуры (рис. 4.6).
Растворимость газов в трансформаторном: масле зависит
от состава базового масла. Так, в трансформаторных мас¬
лах марок ГК и Т-1500 растворимость воздуха, определен¬
ная методом' газовой хроматографии в диапазоне, темпера¬
тур от 20 до 100 °С при давлении 760 мм рг, гг. (табл. 4.2),
отличается в среднем на 10 %.
Газы растворяются в трансформаторном: масле при экс¬
плуатации в пределах 10-15 % об.. за исключением дву¬
окиси углерода, растворимость которой достигает 120 % об.
Однако двуокись углерода присутствует в масле в незна¬
чительных количествах (табл, 4.3).
Для характеристики растворимости газов используют
коэффициент абсорбции (или коэффициент Бунзена). Ко¬
эффициентом. абсорбции газа называют количество милли¬
литров газа, который: растворяется в одном миллилитре
жидкости при определенной температуре, и давлении газа
над жидкостью, равном 1 атм, выраженном в объемных
процентах. Растворимость газов в трансформаторном мас-
Рис. 4.6. Зависимость растворимости воздуха в масле от температуры
при давлении 735 мм рт. ст.
117

Таблица 4.2
Растворимость воздуха в трансформаторных маслах различных марок
при давлении 760 мм рт. ст. и температурах от 20 до 100 °С
(РД 34.43.107-95)
Температура,.
Растворимость, % об.
Марка масла
1 К
Т-1500
20
10,3
9,1
50
11,6
10,1
90
12,!)
12;, 0
100
13,1
12,2
Таблица 4.3
Растворимость газов в трансформаторном масле*
Газ,
Химическая формулу
К, % (в объемных
долях)
Шестифтористая сера
8Й®
48
Перфторпропан
ЩМ
39
Воздух
-
9,4
Азот
ш
8,6
Углекислый газ
ЩШ
120
Окись углерода.
со
9
Водород
на
7
Метан
СН4
30
Этан
СЛ:11 в
280
Этилен
Щ»
280
Ацетилен
C'.illv
400
Пропилен
ОН,;
1200
Пропан
C3Hs
1900
Бутан
(..il Ни
.2000
‘При 25- Ж и 0,981 МПа 1760 мм рх! ст.).
118

Межфазное натяжение, мН/м
Зона 1
Зона 2
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
Рис. 4.7. Изменение поверхностного натяжения трансформаторного масла во времени
Кислотное число (КЧ), мг КОН/г

Рис. 4.8. Зависимость при эксплуатации показателя оптической мут¬
ности трансформаторного масла от поверхностного натяжения
ле изменяется в широком диапазоне значений от 7 до
2000 % (см. табл. 4.3).
В наибольшей степени снижают стойкость масла к ста¬
рению - углекислый газ, окись углерода, водород, метан,
этан, этилен, ацетилен.
Такие показатели, как поверхностное натяжение, опти¬
ческая мутность и цвет обнаруживают вполне удовлетво¬
рительные линейные корреляции (рис. 4.7 и 4.8). Измене¬
ние поверхностного натяжения трансформаторного масла
во время эксплуатации (см. рис. 4.7) можно разделить на
две зоны. Зона 1 - это область работы масла, когда в мас¬
ле действуют антиокислительные присадки. После сраба¬
тывания антиокислительных присадок начинается интен¬
сивный рост кислотного числа (зона 2). За период эксплу¬
атации поверхностное натяжение масла снижается от 40 до
20 мН'/м.
При значениях показателей оптической мутности и по¬
верхностного натяжения 20 мН/м, соответственно, реко¬
мендуется замена трансформаторного масла при эксплуа¬
тации (см. рис. 4.8).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 4
1.	Зимон А.Д. Коллоидная химия. - 5-е изд., доп. и исправл. - М.:
Агар, 2007. - 344 с.
2.	Львов С.Ю. Взаимосвязь показателей поверхностного натяже¬
ния, оптической мутности и цвета эксплуатационных трансформатор-
120

ных мясЩ^С.Ю. Львов, Е.О Лютько, Я.В Ланкау, В.В Комаров,
А.Ф, Селиверстов, В.Н. Бондарева, 10.11 .1 ыюв, •	ричсокие
Станции. - 2011. - № 4. - С. 51-55;
Рыженков В.А. /Идентификация потенциально опасных веществ
в технологических средах ТЭС В.Д. Рыженков, О.В. Сгарикова.
Ю.М. Соколова. Н.А. I lap:i.u:mi:i •' Новое в российской энергетике. -
20<Щ. - № 1. 5-fc. ЙМ1 - '
Ш. Щ^тодгшёщш указания по определению оптической мутности
трансформаторного масла герметичных вводов 110 кВ и выше сило¬
вых трансформаторов и шунтирующих реакторов |утверждены
21,06.2007). - М.: .'Энергия, серия «Нормативные/ документы^ РАО
ЕЭС России, ;2013. - 8 с.

Глава 5
РЕГЕНЕРАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
МАСЕЛ
Отработанные масла - это многокомпонентные продук¬
ты сложного состава,, образующиеся в процессе примене¬
ния масел по назначению в маслосистемах различных ма¬
шин и агрегатов. Отработанные, масла в настоящее время
являются одними: из наиболее распространенных техно¬
генных отходов, негативно влияющих на всё объекты
окружающей среды: атмосферу, почву и воду.
Отработанные масла, содержат базовые масла, присадки
и добавки, продукты их превращения, а. также посторон¬
ние примеси. Состав отработанных масел зависит от марки
и: Состава исходного свежего масла, свойств компонентов,
режимов работы маслоепетем оборудования и времени
Службы масла. К токсичным загрязнениям относятся про¬
дукты глубокого окисления, разложения и превращения
компонентов масел, присадок и др.
Регенерация масла - процесс восстановления эксплуа¬
тационных характеристик (качества) отработанного масла
до требований, действующих, НТД, в целях повторного его
применения по прямому назначению.
В соответствии с ГОСТ 21046-2015 <<Нефтепродукты
отработанные. Общие технические условия» и Техниче¬
ским регламентом Таможенного союза ТР ТС 030/2012,
отработанные масла разделяют на три: группы: ММО
(масла, моторные); МИО (трансмиссионные, индустриаль¬
ные, турбинные, трансформаторные, компрессорные, гид¬
равлические и др.); GHO (смесь различных нефтепро¬
дуктов) (табл. 5.1). Этот стандарт также нормирует фи?
зико-хймические показатели для каждой группы масел:
(табл. 5.2).
Отработанный масла по ГОСТ 21046-2015 групп ММО
и МИО рекомендованы в качестве сырья для регенерации,
122

Таблица 5.1
Группы отработанных нефтепродуктов по ГОСТ 21046-2015
Группа
Состав группы
Основные направле¬
ния использования
ММО
Масла моторные отработанные: уни¬
версальные, карбюраторные, дизель¬
ные, для авиационных поршневых
двигателей
Сырье для регенера¬
ции и получения дру¬
гих нефтепродуктов
МИО
Масла индустриальные отработанные:
трансмиссионные, индустриальные, га¬
зотурбинные и турбинные, трансфор¬
маторные, компрессорные, гидравли¬
ческие, антикоррозионные, электроизо¬
ляционные
Сырье для регенера¬
ции, очистки и полу¬
чения других нефте
продуктов
СНО
Смеси отработанных нефтепродуктов:
нефтяные промывочные жидкости; ма¬
сла, применявшиеся при термической
обработке металлов; цилиндровые, осе¬
вые масла; масла для прокатных ста
нов; масла, извлекаемые, из отрабо¬
танных нефтяных эмульсий; смеси
нефти и нефтепродуктов,, собранные
при зачистке средств хранения, транс¬
портирования и извлекаемые из
очистных Сооружений и нефтесодер¬
жащих вод. Специальные жидкости:
охлаждающие (в том числе смазочно¬
охлаждающие) ; тормозные
Сырье для нефтепе¬
реработки, в качестве
компонента котельно¬
го топлива; взамен
других нефтепродук¬
тов
очистки и получения из них других продуктов, а группы
С НО могут только использоваться как компонент котель¬
ных топлив. Отличие группы МИО в том, что в нее вхо¬
дят маловязкие масла с кинематической вязкостью при
50 °С не выше 35 мми с невысокой степенью окисле¬
ния, это позволяет осуществлять технологию регенерации
по более упрощенной схеме, чем схемы для моторных ма¬
сел.
Необходимость регенерации обусловлена экологически¬
ми требованиями* а также необходимостью повторного во¬
влечения в производство сырья в целях сохранения при¬
родных ресурсов. По данным Американского управления
по защите окружающей среды, загрязнения отработанны-
123

T;i о.I и a a 5,2
Физико-химические показатели качества отработанных
нефтепродуктов при их сборе, хранении и сдаче
на переработку цдили утилизацию по ГОСТ 21046-2015
Показатель
Значение для группы
Метод испытания
MMQ
МИО
СНО1
Условная вязкость
при 20 °С
Оп. И)
От 13 до
40 включ.
-
По ГОСТ 26378.3 81
Кинематическая
вядкрсть при 50 "С,
мм’Ме (:сСт)
Св. 35
От Ш до
35s
По ГОСТ 33-2016
Температура вспыш¬
ки , определяемая в
открытом тигле, °С,
не ниже
100
120
По ГОС Г 26378.1 201Г)
или ГОСТ 4333-2014
Массовая Доля Ме¬
ханических приме
ceil.. %, не болре'
1
1
1
Пет ГОСТ 26378.2 81
или ШОТ 6370 83
Массовая доля во¬
ды, %, не более
2
2
2
По ТОЙ? 26378.1 84
или ГОСТ 2 177 2011
■(Дополнительные физико-химические показатели отработанных,
нефтепродуктов группы С НО должны соответствовать требованиям
договора (контракта) поставщика g потребителем.
~ Показатель Может быть больше для отработанных Масел отделы
ных марок.
ми маслами составляют 60 %л от общего загрязнения
нефтепродуктами почвы, донных отложений рек и: озер,
прибрежной акватории морей.
Проблема регенерации отработанных масел- в Россий¬
ской Федерации остается актуальной, так как страна за¬
нимает одно из последних мест в мире по этому направле¬
нию (табл. 5.3).
Правительство РФ приняло ряд законодательных ак¬
тов, которые должны стимулировать сбор отработанных
масел. го жесткие налоговые требования в виде экологи¬
ческого сбора., нормативы которого устанавливает Распо¬
ряжение Правительства № 2491-р и Постановление Прави¬
тельства от 9 апреля 2016 г. Л| 284, в котором приведены
ставки экологического сбора.
124

Таблица 5.3
Использование отработанных масел в различных странах
Страна
Отработанное
масло использу¬
ется как топли¬
во, %
Производство то¬
варных масел на
регенерированной
основе, %
Нелегальный
выброс в окру¬
жающую срс-
ДУ- %
Япония
60-70
25-ЗЙ
М Oiler 5
Западная Европа
!о-бо
35-45
Менее Щ
50-31
30 3;>
10 20
Азия
.25-30
15-20
50-60
Африка
10-if
U) 15
Более 70
Россия
5-10
4-8
Более 82
Распоряжением Правительства Российской Федерации
№ 84-р от 25.01.2018 утверждена «Стратегия развития
промышленности по обработке, утилизации и обезврежи¬
ванию отходов производства и потребления на. период до
2030 годА>>, в которой прописано, что основным методом
Использования отработанных масел .является; их регенера¬
ция. Необходимость регенерации отработанных масел оче¬
видна, поскольку их захоронение и уничтожение Кв основ¬
ном путем сжигания) порождают большие экологические
проблемы. При регенерации отработанных масел по каче¬
ству очищенные и регенерированные масла (после стаби¬
лизации присадками) могут незначительно уступать све¬
жим маслам, но стоимость, их, как правило, ниже. Увели¬
чение .сроков службы, выгодное т экономической точки
зрения,, часто приводит к накоплению в отработанных
маслах Экологически опасных продуктов, осложняющих
процессы очистки и утилизации.
Процессы регенерации не представляют Существенной:
угрозы биосфере, если развиваются в направлении разра¬
ботки и реализации малоотходных технологий.
Во время, работы в оборудований, качество, энергетиче¬
ских масел: постепенно ухудшается. Основными: причина-
ЖИ этого процесса является термическое окисление и: заг¬
рязнение .масла водой и механическими примесями. Кроме
того, при воздействии, высоких температур, напряженно-
125

бт.ей электромагнитного поля, кавитации; может происхо¬
дить деструкция компонентов масла. Совокупность раз¬
личных явлений, которые приводят к ухудшению эксплуа¬
тационных характеристик .масел, называют старением
маема.
Скорость и степень ухудшении эксплуатационных
свойств масел вследствие, старения определяют срок его
службы в оборудовании. При достижении предельного
уровня старения трансформаторных масел (кислотного
числа - от 0,07 до 0,25 мг КОН г масла: содержания во¬
дорастворимых кислот (ВРК) - более 0,014 мг КОНуФ
масла; тангенса угла диэлектрических потерь при темпе¬
ратуре 90 °С для оборудования напряжением: 750 кВ -
более 3,0 %; от 220 до 500 кВ - более 8,0 %; от 110 до
150 кВ - более 12,0 р и при наличии растворенного шла¬
ма), которое определяется отраслевыми документами
СТО 34.45-51.300-97, СТО 70238424.27.100.053-2009,
СО 153-34.20.501-2003 и СТО 34.01-23.1-001-2017, некон¬
диционное масло подлежит регенерации или утилизации.,
В зависимости от объема использования трансформа¬
торных масел и наличия ресурсов предприятия могут,
кроме регенерации масел, осуществлять очистку простыми
специализированными установками: на месте или переда¬
вать масла на регенерацию другим предприятиям.
Для выбора наиболее:: эффективной схемы для очистки
и регенерации энергетических масел следует учитывать:
-	необходимые эксплуатационные: свойства энергетиче¬
ских масел (трансформаторных и турбинных) обеспечи¬
ваются путем углубления очистки базовых масел: при их
производстве на НПЗ и последующей стабилизацией базо¬
вых масел композициями присадок. Практически все оте¬
чественные и зарубежные производители масел прекрати¬
ли выпуск энергетических масел, не содержащих приса¬
док. Наблюдается устойчивая тенденция к расширению
ассортимента присадок, входящих в композицию для ста¬
билизации товарных энергетических масел:
-	наиболее отрицательное, воздействие на качество лю¬
бого масла, оказывают одновременные процессы окисле¬
ния. загрязнение его водой и механическими примесями,
особенно в технологических системах, содержащих масля¬
ный шлам, в эксплуатируемом оборудовании, а также
126

Транспортные емко c ut
На утилизацию
Шт«~
Свежие и эксплуатируемые
масла
Отработанные масла
Регенерированные масла
Рис. 5.1. Схема снабжения трансформаторными маслами на ТЭС
маслопроводах и резервуарах масдохозяйств. Загрязнение,
масла,способствует накоплению масляного шлама в систе¬
ме, ускоренному срабатыванию присадок и, как следствие,,
интенсивной деградации (старению) масла. Образование и
накопление масляного шлама в технологических системах
127

может идти с нарастающей интенсивностью («лавинооб¬
разный» процесс).
Технологически процесс регенерации масла включает в
себя комбинацию различных физических и химических
методов удаления нежелательных компонентов (механиче¬
ские примеси, загрязнения, продукты старения, асфальто¬
смолистые вещества и полиароматичеекие углеводороды,
металлорганические соединения, различные гетероатомные
углеводороды и др.) с последующей стабилизацией очи¬
щенного масла с помощью присадок.
На рис, 5.1 представлена схема снабжения трансформа¬
торными маслами на. теплоэлектростанции (ТЭС).
5.1.	ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Физические:: .методы регенерации не затрагивают хими¬
ческой основы очищаемых масел и удаляют механические
примеси, такие как пыль, песок, частицы металла, воду,
смолистые, асфальтообразные-, коксообразые и углистые
вещества. На ГЭС применяют следующие физические ме¬
тоды удаления загрязнении из, масла:
-	гравитационное осаждение; (отстаивание в резервуа¬
рах);
-	цен гроиежнос отделение (центробежные сепараторы);
-	фильтрация (фильтры, сетки, мембраны) ;
-	испарение (вакуумные установки);
-	электростатическая очистка (электрофизические
фильтры).
5.1.1.	ГРАВИТАЦИОННОЕ (К АЖ I I ИНК
Гравитационное; осаждение (отстой отработанных ма¬
сел) от механических примесей и воды - первая и обяза¬
тельная операция процесса регенерации. Механические
примеси и вода, находящиеся в масле во взвешенном со¬
стоянии, осаждаются с течением времени.. Отстой основан
на принципе осаждения частиц под действием пх силы тя¬
128

жести. Так как вязкость масла уменьшается с возрастани¬
ем температуры, то отстой следует вести при повышенной
температуре. Оптимальная температура - 80-90 °С. Гру¬
бую предварительную очистку масла (свежего или отрабо¬
танного) от дисперсной воды и механических примесей
(шлама) методом отстоя осуществляют в резервуарах мас¬
ляных хозяйств. Выделившиеся загрязнения периодически
удаляются из резервуаров при помощи дренажей. При
этом удаляются, как правило, крупные и тяжелые частицы
размером свыше 40 мкм. Наиболее эффективны для этих
целей вертикальные резервуары с конусными днищами.
Однако для эффективного отстаивания требуется продол
жйтельное время (несколько месяцев), Но при этом не
требуется никаких дополнительных работ и затрат.
5.1.2.	ЦЕНТРОБЕЖНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ
Основной фактор разделения дисперсной фазы в цен¬
тробежных очистителях - неравенство удельного веса дис¬
персной фазы и очищаемой жидкости:
у частицы Ф у жидкости,
где у частицы - удельный вес частицы дисперсной фазы;
у - жидкости d ячейки - удельный вес жидкости.
На рис. 5.2 представлена графическая иллюстрация ра¬
боты центробежного очистителя и силы, действующие на
частицу в центробежном очистителе.
Рис. 5.2. Работа центробеж¬
ного очистителя и силы,
действующие на частицу в
центробежном очистителе

Установки для очистки масла на основе центробежной:
сепарации используются для периодической очистки при
промывке маслосистем- или: в эксплуатации, они обеспечи¬
вают удаление дисперсной воды, механических примесей,
но не позволяют осуществлять глубокую осушку и дегаза¬
цию масла,. Основным преимуществом центробежных се¬
параторов является возможность очистки сильно загряз¬
ненных масел без применения расходных материалов и
эффективное удаление из масла наиболее опасных абра¬
зивных и электропроводящих частиц (различные металли¬
ческие частицы, продукты износа и коррозии). Недостат¬
ками центробежных сепараторов являются:
-	невозможность получения глубоко осушенных масел
с влагосодержанием, соответствующим требованиям,; сни¬
жение эффективности удаления воды по мере сокращения
ее содержания в обрабатываемом' масле;
-	необходимость периодической очистки барабана цен¬
трифуги, которая выполняется вручную;
-	недостаточно высокая эффективность очистки от мас¬
ляного шлама;
-	для перехода из режима «пурификация» (очистка от
воды и механических примесей е непрерывной: выгрузкой
осадков) в режим «клйрифйкация» (очистка от механиче¬
ских примесей с накоплением осадка в барабане центри¬
фуги), а также в обратном порядке требуется разборка и
техническое обслуживание центрифуги;
-	при очистке в барабане: центрифуги происходит ин¬
тенсивная аэрация (насыщение воздухом) масла, которая
способствует ускорению старения масла (за счет искус¬
ственного срабатывания ингибитора окисления), а также;
удаление с загрязнениями ингибитора, коррозии и поляр¬
ных присадок;
-	центрифуги достаточно сложны в обслуживании и
при ремонте.
На. энергетических предприятиях имеется опыт приме¬
нения центробежных сепараторов серий 11( М (Полтав¬
ский- турбомеханический завод:, Украина), СОГ (НИТИ
ТЭСАР, Россия), ОСМ («Альфа Лаваль Поток», Шве¬
ция), А1-АОЖ (Махачкалинский машиностроительный
завод сепараторов, Россия). Сепаратор АТ-АОЖ разрабо¬
тан ц предназначен' для очистки огнестойких турбинных
130

масел. Для применения наибольший интерес представляют
центробежные сепараторы СОГ-933 КТ1 и ОСМ-ЮЗ для
очистки нефтяных масел.
Центробежные сепараторы СОГ-933 КТ1 просты в об¬
служивании и имеют невысокую стоимость, но обладают
малым сроком службы и невысокой надежностью за счет
применения в конструкции быстро изнашиваемых поли¬
мерных материалов. Центробежные сепараторы ОСМ-ЮЗ
просты в обслуживании и обладают значительным сроком
службы. Применение других сепараторов серии О СМ при
очистке от воды в режиме пурификации потребует подвода
линии технологической воды и линии сброса водомасля¬
ной эмульсии. На ОСМ-ЮЗ и СОГ-933 КТ1 создание вод¬
ного затвора возможно при ручной подаче воды в барабан
центрифуги из переносной емкости и сопровождается вы¬
носом значительных количеств масла в воду, подаваемую
в затвор, при этом может происходить образование мелко¬
дисперсной, трудно разделяемой, водомасляной эмульсии.
Внешний вид промышленных центробежных сепараторов
приведен на рис. 5.3.
Периодическая зачистка барабана центрифуги (а также
перенастройка режима работы при отделении воды или
механических примесей) от накопленных при очистке
осадков требует обязательной разборки барабана, демон-
Рис. 5.3. Внешний вид промышленных центробежных сепараторов
131

тажа тарелок, их ручной очистки (промывки) и: последу¬
ющей сборки, что продолжительно по времени, трудоемко
ш может сопровождаться протечками масла. Наиболее вое-
требованный режим работы центрифуг (и наиболее эф¬
фективный) - это с непрерывной выгрузкой из бара¬
бана.
Оптимальный режим нагрева масел при. их очистке, без
заметного уровня деградации масла на нагревательном
элементе предусматривает температуры поверхности нагре¬
ва не более О) (. . Нагрев масла без перегрева до рабочих
температур порядка .10 7л °С возможен только при: усло¬
вии; .тани гелыюго развития поверхности нагрева при со¬
хранении высокой мощности электронагревателя.
Получение регенерированных: энергетических, масел,, со¬
ответствующих требованиям нормативно-технической до¬
кументации по классу промышленной частоты, содержа¬
нию воды в маеде ниже 0,05 'V. масс, только с помощью
центрифуг и простых гравитационных очистителей; за¬
труднительно, а насыщение воздухом регенерируемого
масла требует его: удаления на последующих, стадиях реге¬
нерации.
5.1.3.	ФИЛЬТРОВАНИЕ
Фильтрация - процесс разделения неоднородных си¬
стем при помощи пористых перегородок, которые задер¬
живают одни фазы этих систем и пропускают другие,
К таким процессам относится разделение суспензий на
чистую жидкость и; влажный: осадок, например, отделе¬
ние масла от механических, примесей плп отбеливающей,
глины.
Различают следующие фильтрующие материалы:
-	материал, каналы которого меньше, чем средний диа¬
метр задерживаемых частиц (фильтровальная бумага, кар¬
тон, плотные ткани и т.д.);
-	материал, каналы которого меньше, чем средний диа¬
метр задерживаемых частиц (войлок, волокнистый асбест
и: т.д.);
-	материал, каналы которого в начале фильтрации
больше, чем средний диаметр удаляемых частиц, но во
132

время фильтрации заполняются этими частицами и: Ста¬
новятся меньше их. среднего диаметра. Характерным мате¬
риалом этой группы является металлическая сетка,. В на¬
чальный. период фильтраций' сетка не задерживает боль¬
шинства примесей, но образующийся на ней осадок стано¬
вится основной фильтрующей средой.
Для тонкой очистки применяются фильтры с поминаль¬
ной тонкостью фильтрации (НТФ) не более 25 мкм (оп¬
тимально 3-5 мкм для трансформаторного масла).
Товарные: масла, кроме парафино-шафтеНовых и аро¬
матических. углеводородов, содержат различные поверх¬
ностно-активные вещества,, функциональные присадки и;
Смолы, которые образуют при определенных условиях ас-
социаты в виде мицелл. Взаимодействие мицелл с поляр¬
ными углеводородами между собой и с продуктами окис¬
ления, образующимися в процессе работы масла, приводит
к увеличению их размеров и ухудшению фильтруемое®.
Изменение фильтруемое™ масла связано с, образовани¬
ем. второго слоя на поверхности мицелл ПАВ и их переза¬
рядкой, определяемой значением ^потенциала. Переза¬
рядка мицелл присадок зависит от их концентрации
и присутствия других ПАВ. При оптимальном выборе этих
компонентов можно увеличить скорость фильтрования
практически: в два раза. Основной причиной: забивки
фильтров в процессе фильтрования нефтяных .масел явля¬
ется осаждение на их поверхности частиц с противопо¬
ложным .зарядом,
В этом; процессе участвуют два фактора* которые по¬
стоянно взаимодействуют друг с другом: заряд мицелл:
присадок в масле и заряженная поверхность фильтроваль¬
ного элемента. При движении .масла вдоль поверхности
фильтра, которая, как правило,; заряжена положитель¬
но, величина ^-потенциала на поверхности фильтра и ми¬
целл присадок разная. Это явление, имеет термин «элек¬
тростатическое осаждение >>.
При; появлении электростатического осаждения на по¬
верхности фильтрующего материала- с относительно боль¬
шими размерами пор возрастает способность материала
улавливать мельчайшие частицы и заполняемость поверх¬
ности фильтра, но одновременно ухудшается фильтруе¬
мое ть. На процесс электростатического осаждения оказы-
133

вают влияние частички меньше одного микрона, которые
не отфильтровываются на начальном этапе фильтрования
(механические примеои, ЛАВ, смолы, продукты окисления
и износа). На поверхности фильтра образуется из заря¬
женных частиц плоскость скольжении. и при движении
дисперсных, частиц часть диффузного слоя остается непо¬
движной.
Современные представления об электрокинетических
явлениях в различных средах позволяют предположить,
что на поверхности фильтра формируется ДЭС и одно¬
временно в потоке нефтяного масла образуются коллоид¬
ные образования из заряженных частиц присадок и раз¬
личных ПАВ. Оба процесса находятся во взаимодействии.
Среди производителей и потребителей товарных масел
существует представление о том, что фильтруемость масла
зависит от степени: его фильтрования. Однако фильтрова¬
ние - это механический процесс пропускания масла через
фильтр для удаления различных примесей, а качество
фильтрования оценивается классами чистоты. Фильтрова¬
ние и фильтруемость масла имеют разную физическую
сущность.
5.1.3.1. СЕТЧАТЫЕ И ЩЕЛЕВЫЕ ФИЛЬТРЫ
Для постоянной очистки энергетических масел в масло¬
баках оборудования применяются штатные сетчатые филь¬
тры (фильтры грубой очистки:, НТФ 100-200 мкм).
Применение сеток е более мелкими ячейками (НТФ ме¬
нее 100 мкм) в маслобаках при эксплуатации не нашло
практического применения из-за интенсивного пенообразо¬
вания, более высокого гидравлического сопротивления,
высокого риска повреждения и необходимости значитель¬
ного сокращения интервала времени между техническим:
обслуживанием сеток (продувка и: очистка от загрязне¬
ний). При проведении гидродинамических промывок мас¬
лосистем широко применяются специальные промывочные
сетки из синтетических тканей (НТФ 20-50 мкм), которые
дополнительно монтируются на штатные сетки на время
промывки или уста на вливаются на штатных рамах сетча¬
тых фильтров маслобаков и: используются только при про¬
ведении промывок (два комплекта сетчатых фильтров -
ш

рабочий и промывочный). Щелевые фильтры различных
конструкций могут применяться в качестве фильтров гру¬
бой: очистки в начальной стадии очистки масел вместо сет¬
чатых фильтров (например, фильтры типа БФ). Щелевым
фильтрам свойственны те же недостатки и преимущества,
что и: сетчатым фильтрам. Щелевые фильтры, в отличие
от сеток, не обладают постоянной селективной характери¬
стикой тонкости фильтрации. Характеристики фильтрации
щелевых фильтров зависят от устанавливаемого рабочего
зазора («щели») между фильтровальными элементами,
который будет определяться Динамическим усилием:: сжа¬
тия фильтровальных элементов. Обеспечение оптимально¬
го усилия ежагия зависит от многих факторов, а также:
определяется квалификацией персонала при проведении
технического обслуживания щелевых фильтров. Непра¬
вильная сборка щелевого фильтра делает практически
его непригодным для очистки масла (по аналогий с меха¬
нически поврежденной сеткой), но визуально определить
это при внешнем осмотре бывает крайне; затруднительно.
Фильтры классифицируются по принципу действия на
поверхностные Щетки и мембраны) и объемные (целлю¬
лозные, синтетические, фторопластовые, пористые: метал¬
лические и: керамические).
N'держан не загрязнений (механических примесей) осу¬
ществляется только на поверхности фильтра.
Поверхностные фильтры после регенерации (продувка
или промывка) могут быть использованы многократно, но
они обладают Низкой эффективностью при очистке масел
от масляного шлама и имеют малую грязеемкость.
Для сетчатых фильтров характерно резкое увеличение
перепада давления рабочих жидкостей на сетка Л с умень¬
шением размера ячеек и значительно меньшая грязеем¬
кость, в сравнении: с объемными фильтрами о идентичной
тонкостью фильтрации. На сетках при турбулентном; ре¬
жиме течения рабочих жидкостей может происходить раз¬
рушение крупных частиц (особенно конгломератов частиц)
загрязнения с увеличением их, общего количества, что мо¬
жет приводить к ухудшению класса промышленной чисто¬
ты .за счет образования мелких частиц (при очистке масла,
содержащего масляный шлам), которые сетками задержи¬
ваться не могут.
135

5.1.3.2.	ОБЪЕМНЫЕ ФИЛЬТРЫ
Объемные фильтры обладают достаточно высокой эф¬
фективностью очистки, но, как правило, это одноразовые
фильтры (целлюлозные и синтетические). Некоторые объ¬
емные фильтры на основе пористых материалов (фторо¬
пласта, спеченных металлов, керамики) могут регенериро¬
ваться, но ограниченное количество раз. Наиболее эффек¬
тивны фильтры с градиентной структурой пор, которые
обладают большей грязеемкостью по сравнению с филь¬
трами с однородной структурой пор. Принцип работы
объемных фильтров приведен на рис. 5.4.
Эффективность действия фильтра оценивают по коэф¬
фициенту фильтрации, а также грязеемкости.
5.1.3.3.	ФИЛЬТРЫ С ПОРИСТЫМИ ФИЛЬТРОЭЛЕМЕНТАМИ
Фильтры с мембранными фильтроэлементами относятся
к наиболее известным средствам очистки. Принципиально
Рис. 5.4. Принцип работы объемных фильтров
136

Рис. 5.5. Принцип работы фильтра
с пористыми фильтроэлементами
они способны обеспечивать
любой класс чистоты. Разде¬
ление фаз жидкости и твер¬
дой дисперсной фазы на
фильтре основано на том, что
фильтрационная перегородка,
установленная в потоке жидкости, имеет сквозные ячейки,
размер которых должен быть меньше, чем размер удержи¬
ваемых частиц загрязнений. Принцип работы фильтра
с пористыми фильтроэлементами представлен на рис. 5.5.
Главный фактор разделения дисперсной фазы в таких
системах очистки - неравенство линейных размеров частиц
загрязнения и ячейка, через которую осуществляется про¬
качка жидкости, то есть
частицы ф d ячейки,
где г/часмцы - диаметр частицы дисперсной фазы; 4ткш -
диаметр ячейки мембранного фильтрозлемента.
Схема потока жидкости в фильтре с мембранным пори¬
стым фильтроэлементом и конструктивное исполнение
фильтра и мембранного фильтрозлемента и фильтрозле-
мент приведены на рис. 5.6.
На российских энергетических предприятиях приме¬
няют фильтры с мембранными фильтроэлементами фирм
I АСDl. Pall, PARKER, Eppensteiner, HYDAK, «ЭЯИОН».
Однако существующие фильтры с пористыми фильтро¬
элементами не могут обеспечить современных требований:
к чистоте рабочих жидкостей.
Для глубокой осушки и дегазации масла широко при¬
меняют вакуумные технологии. На установках, использу¬
ющих вакуумную фильтрацию, удаляют из масла воду,
механические примеси и газы.
Производство вакуумных установок с фильтрацией раз¬
вивается в двух основных направлениях: выпуск специа¬
лизированного маслоочистительного оборудования (МОО)
для обеспечения ремонтных операций с электрооборудова¬
нием, рассчитанные на очистку только трансформаторного
137

Рис. 5.6. Схема потока жидкости в фильтре с мембранным пористым
фнльтроэлементом (а), конструктивное исполнение фильтра и мем¬
бранного фильтроэлемента (б) и фильтроэлемент (в)
мае да. Напршер, установки БИЛ (завод < 11екрд >). УВМ
Ц УД.'5 (Олек i ротехмоитаж. О. imok'xiio.ioiим, Олн-х-
строй), ОТМ и УВФ (ЭНАВЭЛ) и производство универ¬
сального МОО для обеспечения очистки масла при его
эксплуатации, которое может Применяться для обработки
трансформаторных и 'Турбинных или каких-либо других
типов масла. Например, IIXР (Pall), БАМ (HYDAC In¬
ternational), СКВМ (Саратовский машиностроительный
завод), БФ (ЭНАВЭЛ), МЭФО-200 (МИКРОНИНТЕР)
и др.
Первая МОО оборудования должна обладать достаточ¬
но высокой производительностью, комплектоваться мощ¬
ными электронагревателями для обеспечения эффективной
очистки в период ремонтов (иногда непродолжительных
по времени) и используется в основном специализирован¬
ными ремонтными организациями. Или, наоборот, обла¬
дать малой производительностью н применяться только
для долива масла в электрооборудование. Вторая группа
МОО значительно более: многочисленна и разнообразна по
типам оборудования и производительности. Эта категория
МОО использустся как штатные средства очистки масел,
в качестве передвижного оборудования для очистки масел.
138

Рис. 5.7. Внешний вид вакуумных установок с объемными фильтрами
Оборудованием оснащаются масляные хозяйства энергети¬
ческих предприятий. На рис. 5.7 показан внешний вид
установок серии HNP (Pall) и FAM (HYDAC Internatio¬
nal).
Осушка масла продувкой горячим воздухом или инерт¬
ным газом при атмосферном давлении в настоящее время
практически не используется.
5.1.4. ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКАЯ (ЭЛЕКТРОСТАТИЧЕСКАЯ)
ОЧИСТКА
Принцип электрофизической очистки основан на взаи¬
модействии движущейся частицы, несущей заряд, и внеш¬
него электростатического поля, сформированного на
устройстве.
Главный недостаток пористых фильтров - сложность
получения однородной структуры с порами одного разме¬
ра, что определяет высокую стоимость фильтров. В элек¬
трофильтрах роль фильтрующей перегородки выполняет
электрическое поле, которое не имеет разрывов, вслед¬
ствие своей непрерывности и квазистационарности. Если
в гравитационных центробежных очистителях удаление
139

глобул загрязнений е большими размерами - большая
проблема, то в электроочистителях чем больше размеры
глобулы, тем больший- заряд она ..способна нести; на своей
поверхности. Это позволяет удалять из потока, масла не
только твердые частицы, но и частицы шлама. Недостаток
пористых, фильтров в их весьма малой грязес.чкос ш, и ес¬
ли фильтроэлемент удерживает загрязнения, то послед¬
ний, покрываясь слоем удержанных частиц, практически
прекращает подачу жидкости в систему, а в электроочи¬
стителях этот недостаток устранен.
Себестоимость очистки отработанных масел в олокгро-
очистителях по сравнению с пористыми фильтров.и-меита-
ми низкая, так как нет заменяемых дорогостоящих карт¬
риджей и для поддержания квазистационарного поля в
системах, имеющих высокие, электроизоляционные харак¬
теристики, к которым:; относятся практически все масла,,
требуется энергий в 10-100 раз меньше. ЭлеКтроочистите¬
ли позволяют удалять из жидкости частицы размерами;
1-100 мк, обеспечивая достижения любого заданного клас¬
са чистоты для энергетических, масел в пределах ГОСТ
17216-2001.
Если пористые фильтроэлейенты, способные обеспе¬
чить Л 9 класс чистоты жидкости, и практически; не под¬
лежат регенерации, то при использовании эЛектроочисти-
телеп отсутствуют затраты на утилизацию и сжигание":
картриджей.
В 70-е гг. прошлого века группой ученых под руковод¬
ством Г. А. Никитина, была предложена, конструкция прин¬
ципиально нового типа электростатического очистителя с
ячейками-накопителями загрязнений: Принцип действия
этого устройства основан на взаимодействии силовых
электростатических полей о полем частиц загрязнения, пе¬
ремещающихся вместе с потоком жидкости через систему
фокусирующих электродов.
На рис. 5.8, а представлена графическая интерпретация
совокупности сил, действующих нм частицу загрязнения во
внешнем электростатическом квазис гацнонарпом поле.
В результате этого взаимодействия частицы загрязнения
извлекаются из потока загрязнений и направляются в так
называемые ячейки-накопители загрязнений, где и Удер¬
живаются ЗЙ счет действия тех же электростатических сил.
140

Рис. 5.8. Силы, действующие на частицу загрязнения во внешнем
электростатическом квазистационариом поле (а) и траектория движе¬
ния частиц в поле плоского конденсатора (б)
На рис. 5.8, б показана траектория движения частицы в
поле плоскопараллельного конденсатора,, лежащая в осно¬
ве любого электроочиетителя:, а на рис. 5.9 - структура
размещения зарядов на поверхности глобулы загрязнения.
Рис. 5.9. Структура размещения зарядов на поверхности глобулы
загрязнения
Ш

5.1.5. ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА
Извлечение базовых масел: вакуумной ректификацией
осуществляют на установке вакуумной периодической рек¬
тификации. Первым дистиллятом являются легкие фрак¬
ции и продукты разложения масел, накопившиеся за вре¬
мя эксплуатации масел. Вторым дистиллятом является pet
генерированное масло. При наличии второго дистил.лята
он может быть разделен непосредственно в процессе рек¬
тификации по фракционному составу, например, на легкие
и тяжелые базовые масла. Разделение второго дистиллята
проводится, если сырье представляет робой смесь различ¬
ных масел. Кубовый остаток (гудрон) - это смесь тяже¬
лых , темноокрашенных продуктов окисления и полимери¬
зации масел (смолы), присадок и минеральных веществ
(продукты износа,, загрязнения). Первый дистиллят может
быть разделен на том же оборудовании на бензиновую,
керосиновую и дизельную фракции.
Для регенерации трансформаторных масел методом ва¬
куумной дистилляции необходимо проводить отдельный
сбор каждой марки масла, однако использование вакуум¬
ной; перегонки для регенерации трансформаторных масел
не эффективно.
5.2.	ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
К физико-химическим методам регенерации относят:
коагуляцию, адсорбцию и: селективное растворение содер¬
жащихся в трансформаторном масле загрязнений. Разно¬
видностью адсорбционной очистки является ионно-обмен¬
ная очистка.
5.2.1.1ШЛГУШЩЕТ
Коагуляция - это укрупнение частиц загрязнении,
находящихся в трансформаторном масле в коллоидном
или мелкодисперсном состоянии, осуществляется с по-
ш

Мощью специальных веществ - коагулятов, к которым от¬
носятся электролиты неорганического и органического
происхождения, поверхностно-активные: вещества, не об¬
ладающие электролитическими свойствами, коллоидные
растворы ПАВ и гидрофильные высокомолекулярные сое¬
динения. Процесс коагуляции; зависит от количества вводи¬
мого коагулянта, продолжительности его контакта, ,е мас¬
лом, температуры, эффективности перемешивания и г.д.
В качестве коагулянтов могут быть применены мегаси¬
ли ка г натрия, комплексообразующие, вещества (антраци-
зювая кислота), карбамид и: т.п. Необходимость приме¬
нения коагулянта зависит от исходного качества отрабо¬
танного масла.. Коагулянты вместе с загрязнениями вы¬
деляются из масла электрофизической очисткой в виде
концентрата. Доля отходов и выбросов составляет не бо¬
лее 1 % от исходного отработанного масла.
5.2.2.	АДС ОГБЦИОПНАЯ ОЧИСТКА
Наиболее широко для регенерации масла на энергетиче¬
ских предприятиях используются сорбционные техноло¬
гии. Применение адсорбентов в процессах регенерации
масла основано на их способности удерживать на своей:
поверхности асфальто-смолистые вещества, кислоты, эфи¬
ры и другие продукты старения. Для адсорбционной
очистки отработанных масел применяют крупнопористые
адсорбенты - вещества природного происхождения (отбе¬
ливающие глины, бокситы, цеолиты) и полученные искус¬
ственным путем (силикагель, окись алюминия, алюмоси¬
ликатные Соединения, Синтетические цеолиты).
Регенерация отработанных масел адсорбционной очист¬
кой может осуществляться контактным методом - масло
перемешивается с измельченным: адсорбентом- и перколя-
ционным методом - очищаемое масло пропускается через
адсорбент.
Для контактной очистки используются природные сор¬
бенты, в первую очередь, зйкеевская отбеливающая земля.
Для регенерации за рубежом для' этих целей применяется
фуллерова отбеливающая земля. Возможно применение
других сорбентов, обеспечивающих требуемое качество
регенерированных масел.
Ш

К недостаткам контактной очистки следует отнести;
необходимость утилизации большого количества адсорбен¬
та, загрязняющего окружающую среду, .составляющие 15¬
25 %: от количества регенерируемого масла, (отработанный
сорбент и фильтры). Такие отходы требуют специальных
технологий: ■утилизации. Наиболее перспективным методом
является адсорбционная очистка масла в движущемся слое":
адсорбента, при котором процесс протекает непрерывно,
без остановки для периодической замены, регенерации или:
фильтрации адсорбента. Непрерывная регенерация масла,
крупнопористыми адсорбентами при помощи адсорбцион¬
ных и термосифонных, фильтров в процессе эксплуатации
позволяют удалить большую часть продуктов старения и
замедлить процесс старения, масла.
Адсорбенты основного характера (окись алюминия и
др.) лучше поглощают и нейтрализуют органические кис¬
лоты, особенно низкомолекулярные. Несколько хуже по
сравнению с силикагелем они адсорбируют асфальто¬
смолистые вещества. Алюмосиликатные адсорбенты позво¬
ляют восстановить тангенс угла, диэлектрических, потерь,
кислотное число, пробивное напряжение;, влагосодержание.
и цвет отработанного трансформаторного масла,.
5.2.2.1. .АДСОРБЕНТЫ
D целью применения для регенерации отработанных
энергетических масел адсорбенты должны:
-	иметь высокую сорбционную способность;
-	механическая и термическая прочность сорбентов
обеспечивать проведение его термической активации при:
регулируемом окислительном разложении нефтепродуктов
(с температурой до 750 °С);,.
-	не терять при высокотемпературной активации сор¬
бента пс более чем' 10 % фракционного: состава (не разру¬
шаться до ныли);
-	при высокотемпературной активации не снижать
сорбционной активности более чем. на 10 %;
-	обеспечивать удержание модификаторов (органиче¬
ские производные,., содержащие амины и гетероатомные
углеводороды сложного состава);
-	быть доступным.
Ш

Основным сорбентом для очистки на; Стационарном: Слое
является силикагель КСКГ.
Технический силикагель имеет общую формулу:
#5Ю2 -*Н20.
Технический силикагель крупнопористый гранулиро¬
ванный марки КСКГ имеет следующие характеристики:
внешний вид - стекловидные прозрачные или стекловид¬
ные матовые зерна овальной, сферической: или неправиль¬
ной; формы; цврт — от бесцветного до темного с черны¬
ми включениями; массовая доля зерен,, %, не менее (при
размере зерен 2,8 7.0 мм) - 91: насыпная плотность,
:Г|#:дм;’ - не менее 1(Ю; массовая доля потерь при высуши¬
вании, % - не более л.
На российском рынке указанным выше критериям для
сорбентов соответствуют: активный оксид млюмппия марки;
ALUMAG 2-5 D и ALUMAC 2-5 А (Франция); алюмоси¬
ликатный сорбент АС-230Ш и ШАО-П (Россия). Наи¬
лучшими эксплуатационными свойствами обладает актив¬
ный оксид алюминия серии ALUMAC А, который произ:-
водят по технологии Bayer из бокситов в форме шарйков
С гладкой поверхностью, е большой адсорбционной пло¬
щадью поверхности, р большим объемом, пор ц, соответ¬
ственно, с исключительно высокими адсорбционными ха¬
рактеристиками. Прочность на раздавливание и устойчи¬
вость к истиранию адсорбентов А ПУМ АС А сохраняются
на высоком уровне благодаря сферической форме частиц.
Сферическая форма частиц ALUMAC А позволяет произ¬
водить компактную и: равномерную загруЗку в адсорбер
с очень низкой усадкой и реализовать высокие скорости
потока осушаемых или очищаемых газов и жидкостей,
а также создавать высокие установки для очистки из-за
низкого перепада давления.
При; насыщении водой: адсорбенты ALUMAC А ведут
себя, как сухие материалы. Более того, они инертны по
отношению к большинству жидкостей и газов. Активные
оксиды алюминия ALUMAC А благодаря своей микрогго-
ристости и гидрофильности обладают высокой способно¬
стью к адсорбции воды, что делает их эффективными
осушителями; и; позволяет реализовать крайне низкие зна¬
чения точки росы. Адсорбенты ALUMAC А имеют значи-
145

телы-юе преимущество перед, прочими осушителями, кото¬
рое состоит в лом, что ни капиллярная конденсация, ни
присутствие свободной воды не разрушает их структуру.
Адсорбенты ALUM АС А могут быть многократно регене¬
рированы - до 600 циклов, благодаря чему Дмеют более
длительный срок службы (срок службы зависит от степе¬
ни нагрузки и частоты регенераций).
Адсорбенты ALUMAC А имеют высокую стабильность
при циклической работе в процессах адсорбции с колеба¬
ниями темпера туры, так как сводят к минимуму гидротер¬
мальное старение и: позволяют выполнить требования по
Снижению точки росы. Адсорбенты ALUMAC А также
стабильно работают в процессах адсорбции с циклически¬
ми изменениями давления за счет своей высокой прочно¬
сти, Характеристика адсорбента ALUMAC 2-5 А приведет
на в табл, 5.4.
Из отечественных алюмосиликатных сорбентов исполь¬
зуют адсорбенты АС-230Ш и ШАО, технические характе¬
ристики которых приведены в табл. 5.5 и 5.6.
Тай лица. ШМ,
Основные характеристики адсорбента ALUMAC 2-5 А
Показатель
Значение
Диаметр шариков, мм
Ш
Массовая Доля Л1д %
Массовая доля Ха'И >. %
о,Д2
Суммарный объем пор. см ' [по г
43
Массовая доля потерь при прокаливании (ПОП
1000 °С), %
1
Удельная поверхность, mU%
33$
Насыпная плотность при рукавной загрузке,
7.80
Насыпная плотность при u.ionioii .:агр\ ..:кс. кДуХм3
860
Прочность гранулы на раздавливание, Н
190
Устойчивость к истиранию, %
98,7
Статическая адсорбция при относительной влажно¬
сти 60 /Д Щ
21
146

Таблица 5.5:
Сравнительные показатели адсорбентов
1 Га ра ме гр
Адсорбент
ЛИ MAC
2-5 D
аЩмас
2 А
ШЛО II
АС-230Щ.
Удельная поверхность по:
БЭТ; м|?т
ш
312
441
448
Общая поверхность пор е
диаметром пор От, 1,7 до
300 нм по методу БДХ,
м2/т
296
За 2
592
591
Общий объем пор © диамет¬
ром от 1,7 до 3.00 им по ме¬
тоду БДХ, щЯ|
0,37
0. 1...
0,77
0.78
Средний диаметр пор по:
методу БДХ, нм
ш I
1,1
ш
...3
Таблица 5.6
Характеристики адсорбентов АС-230Ш и ШАО
Показатель
Адсорбент
АС-230Ш
Г1Т.АО
Насыпная плотность, г^см! в пределах
0.48 0..!.)
0,46И|50
Гранулометрический состав, %:
марка: А, содержание фракции 1.0 7.0 мм,
95
-
не менее
марка: Б, содержание фракции 0,2-0,8 мм,
85
-
не менее
марка В, содержание фракции 0,2 Т, 6 мм,
90
-
не менее
Содержание примесей, В-г не Долее;
оксида натрия
0,2
0,2
оксида железа
0,2
0,3
Влажность, удаляемая при 800 ^С„ %, не
более
i
10
Адсорбционная способность (.статическая):
по тбауЩу', %, не менее
105
105
удельный объем нор, см3фг, не менее
0,75
0,80
Удельная поверхность, м~ Лг, не менее
400
400
147

Все адсорбенты на основе алюмосиликатов имеют
удельную поверхность от 312 до 448,0 м2^г и общую по¬
верхность пор с диаметром от 1,7 до 300 нм - от 296 до
592 м2^г (см. табл. 5.5). Адсорбенты ALUMAC 2-5 D
и ALUMAC 2-5 А имеют более низкие вышеперечисленные
показатели, чем III AO-II и: АС-230Ш.
Тангенс угла диэлектрических потерь является наибо¬
лее сложно восстанавливаемым показателем качества элек¬
троизоляционного масла. При использовании адсорбента
АС-230Ш регенерированное трансформаторное масло
удовлетворяет требованиям 11ТД по этому показателю
(табл. 5.7).
Таблица 5.7
Электрофизические показатели регенерированного
трансформаторного масла*
Удельное объемное
Тангенса угАа
электрическое
диэлектриче-
Трансформаторное масло ГК
О
О
(-Г
сопротивление
ских потерь
Lit нс.
прибора
Р---'
()м-см
ф 5, %
С, пФ
Исходное
.1: ■
Менее
iii
111,9
70
чем
51,1
109,0
90
2.7с 1 1
69.. 1
107,6
Регенерированное трансфор-
70
2 62
2е-12
2,9.7
104,0
маторное масло ГК с приме¬
нением ALUMAC 2-5 D
90
1с 12
13.17
102,9
Регенерированное трансфор-
70
281
1,9е+12
.2,11
103,8
маторное масло ГК с приме¬
нением Л 1.1. MU' 2-3,А
90
578
9,4е+11
3,87
102,8
Регенерированное трансфор-
70
II
1,8е+14
0,17
103,4
маторное масло ГК с приме
нением АС 2.10111
90
iff
7,2с 18
0,22
102,4
Регенерированное трансфор-
70
101
5,4е+12
0.73
103,6
маторное масло ГК с приме
нением ШЛО 11
90
212
2,6е+42
1,28
102,7
‘Трансформаторные масла
ГК масел получены после, перколяцион-
ной o'HK iiai с адсорбентами в концентрации (5 масс, на отработан¬
ное масло) при температуре 60 (..: испытания проб масла проводили в
цилиндрической измерительной ячейке,; Й = 48 пФ в системе алектри-
ческих характеристик жидких диэлектриков .диатранс,
148

Цеолиты (ХаЛ. ХаХ. CaY Ц:Др.) для регенерации масел
не очень эффективны, так как. способны селективно из¬
влекать из масла, только низкомолекулярные полярные,
продукты (воду и т.п.). Цеолитовые установки способны
ОЧ11СШП) трансформаторные масла в соответствии' С требо¬
ваниями документов только для негерметичного электро¬
оборудования. Однако установки с применением цеолитов
выпускаются многими производителями и различных кон¬
струкций (МНУ, ОФ, УК, ФСМ, Б И, БИЛ, 45 ЛТМ
и др.) и комплектуются электронагревателями масла для
обеспечения прогрева Дйектрооборудования при помощи:
трансформаторного масла при ремонте или монтаже: Для
удаления механических примесей в цеолитовых установ¬
ках на финишной с гадин очистки применяются фильтры
тонкой очистки масел различных типов. Очистка масла
цеолитом становится рентабельной: только при наличии
технологии восстановления адсорбционных свойств цеоли¬
та, и многократного его применения. Важным фактором
для обеспечения эффективной очистки трансформаторного
масла цеолитовыми установками является функциональная
характеристика фильтра тонкой очистки на финишной
стадии. При подготовке, к заливу в электрооборудование
трансформаторных масел: в цеолитовых установках необ¬
ходимо использовать синтетические фильтровальные? эле¬
менты с номинальной тонкостью фильтрации 3-5 .мкм,
;Сам цеолит является мощным источником твердых частиц
(пыли), применение эффективных фильтров тонкой
очистки при подготовке трансформаторных масел к заливу
является необходимым важный: условием при использова¬
нии цеолитовых установок по сравнению с вакуумными
установками..
5.3.	ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Химические методы регенерации основаны на взаимо¬
действии веществ, загрязняющих отработанные масла,
и вводимых в эти масла реагентов. В результате химиче¬
ских реакций образуются соединения, удаляемые' из мас¬
149

ла. К химическим методам очистки относятся кислотная и
щелочная очистки., окисление кислородом, гидрогениза¬
ция, а также осушка и очистка от загрязнений с помощью
окислов, карбидов и гидридов металлов.
Сернокислотная очистка не обеспечивает удаление из
отработанных масел полициклических аренов и: высоко¬
токсичных соединений хлора. При обработке отработанно¬
го масла серной кислотой образуется большое количество
кислого гудрона - трудно утилизируемого и экологически
опасного отхода.
5.3.1. I ll IPOI КИПЧЛИИОМИЫК ПРОЦЕССЫ
Гидрогенизационные процессы все шире применяют при
переработке отработанных масел и позволяют получать
высококачественные регенерированные масда с большим
выходом и при высокой экологической; чистоте процесса.
Гидроочистка, .масляных фракций позволяет снизить кок¬
суемость,; улучшить цвет масла, но снижает индекс вязко¬
сти, Гидроочистку проводят при: температурах от 225 до
325 °С, давлении 2,7-4,0 МПа и катализаторе - алюмоко¬
бальтмолибденовом или алюмоникельмолибденовом. Вы¬
ход гидроочищенного масла до 95 % масс, от сырья. Про¬
водить гидроочистку отработанного .масла целесообразно
при большом, объеме перерабатываемого отработанного
масла, и отсутствии в сырье компонентов, деактивирующих
катализатор.
5.3.2.	ЩЕТОЧН АЯ ОЧИСТКА
Щелочная очистка позволяет удалить органические
кислоты - продукты старения масла. В результате взаимо¬
действия кислот со щелочью образуются натриевые соли
(мыЛа), которые: легко переходят в водный: щелочной рас¬
твор. Отстой масла после: щелочной очистки является обя¬
зательной операцией. Оставшиеся в масле: мыла удаляют
путем промывки горячей водой. Тесный контакт, между
щелочью и маслом обеспечивается, как правило, переме¬
шиванием при помощи воздуха. При' обработке м^сла ще¬
150

лочью могут протекать гидролиз и образование Эмульсий,,
затрудняющих процесс очистки.
Применение водных растворов щелочных реагентов для
регенерации .'.гасел, особенно е высокими кислотными чис¬
лами, предпочтительнее сернокислотной очистки. Кроме
того, щелочная очистка в комплексе С контактной; диет
возможность получать более стабильные регенерированные
масла, так как при: этом из них полностью не извлекаются
оставшиеся присадки.
5.3.3.	КИСЛОТНАЯ ОЧИСТКА
Серная кислота разрушает асфальто-смолистые веще¬
ства., которые с избытком серной' кислотой образуют, оса¬
док - кислый гудрон. Нафтеновыр углеводороды - ценный;
компонент масел - не затрагиваются. После отделения
кислого гудрона сырье промывают раствором щелочи для
нейтрализации остатков кислоты и кислого гудрона с. по¬
следующей отмывкой готового продукта водой. Проблема
утилизации кислых гудронов не решена.
5.3.4.	ОКРАКОТКА МН’1А.1.1ИЧС(ЗК11М НА1РЩА1
Для очистки отработанных, масел от полициклических
соединений: (смолы), высокотоксичных соединений хлора,
продуктов окисления и присадок применяются процессы с:
использованием: металлического натрия. 11ри этом образу¬
ются полимеры и: соли натрия с высокой температурой ки¬
пения, что позволяет отогнать масло. Процесс не требует
давления и: катализаторов, не связан с выделением хлоро-
Ц: сероводорода.
5.4.	СТАБИЛИЗАЦИЯ ПРИСАДКАМИ
Стабилизация масла присадками - это технологический
процесс ввода присадок в масло для .улучшения его Экс¬
плуатационных свойств (качества). Стабилизация масел
151

присадками на энергетических предприятиях выполняется
для базового регенерированного или очищенного эксплуа¬
тационного масла в целях продления срока его: службы
в оборудовании. В соответствий с требованиями действу¬
ющих НТД присадки вводятся в масло после лаборатор¬
ной; поверки восприимчивости масла к воздействию
определенного вида присадок. Стабилизация .масла, при¬
садками выполняется для масел;, не содержащих загрязне¬
ний (масляный шлам, воду, механические примеси) и
компонентов (продуктов старения), способных при взаи¬
модействии; с присадками образовывать осадки. Ввод при¬
садок в регенерированное масло следует рассматривать как
финишную стадию регенерации отработанных масел.
При эксплуатации содержание присадок в трансформа¬
торных маслах постепенно снижается за ..счет их естествен¬
ного расхода. При достижении предельного уменьшения
концентрации присадок в масле возможно интенсивное
Старение масла (особенно характерно для глубоко очищен¬
ных и регенерированных масел), которое приводит к ухуд¬
шению эксплуатационных, свойств и необходимости заме¬
ны масла свежим. Скорость расхода присадок зависит от
температурного режима работы масел, степени его аэра¬
ции, загрязнения водой и механическими примесями, воз¬
действия конструкционных материалов и, как правило,
определяет срок службы масел в энергетическом; оборудо¬
вании.
Антиокислительная присадка (Агидол-1) расходуется
на замедление старения и скорость его срабатывания в
эксплуагациоппом масле, зависит в основном от. концен¬
трации; кислорода и температуры масла ( повышение тем¬
пературы масла на 10 °С ускоряет его старение в два ра¬
за).
При регенерации отработанных масел с высокими кис¬
лотными числами (более 0,2-0,25 мг КОН^г) восстанав¬
ливаются почти; все показатели масла, за исключением ан-
тиокислиТелытой стабильности. Стабильность регенериро¬
ванного масла зависит только от степени старения масла,
а. не. от применяемого метода регенерации. Применение
регенерированных масел с пониженной стабильностью в
энергетическом оборудовании не допускается. При несоот¬
ветствии; норме; ГОСТ регенерированные масла стабидизи-
152

руют путем; введения ап шокш'дп тельных присадок Или;
свежего масла.
Присадки вводят в масло с помощью концентрирован¬
ных растворов, которые специально изготовляют на MX
энергетических предприятий. Растворы подучают путем
компаундирования пакета присадок у подготовленным
маслом в промышленных миксерах; (смесителях). Опти¬
мальная температура приготовления раствора присадок -
60 °С.
В смеситель вводят расчетное, количество присадок при
непрерывном перемешивании до полного их растворения в
масле. Готовый раствор из смесителя фильтруют и закачи¬
вают в специальную емкость, где он может храниться до
введения его в эксплуатационное или регенерированное
масло. Необходимое количество концентрированного рас¬
твора присадок в масле доставляется к оборудованию в
передвижной емкости. Емкость присоединяется маслопро¬
водами (шлангами) к маслонасосу, фильтру тонкой очи¬
стки и нижнему боковому крану бака трансформатора...
.'Гнем маслопроводы постепенно заполняются маслом с
обязательным выпуском воздуха из фильтров и шлангов.
После заполнения линии подачи раствора, концентриро¬
ванный раствор из емкости: закачивается масЛонасосом че¬
рез фильтр и нижний боковой кран в маслобак энергети¬
ческого оборудования. В герметичное оборудование рас¬
твор вводят с: помощью вакуумной дегазационной. установ¬
ки. При заливе концентрированного раствора присадок в
Электрооборудование он должен удовлетворять норме по
пробивному напряжению масла для данного класса
напряжения оборудования и соответствующим: классом
промышленной чистоты. При обеспечении надежной гер¬
метичности схемы подачи раствора и требований, техники
безопасности раствор может вводиться в оборудование,
находящееся в работе (эксплуатации).
Для продления срока службы экснлуз пщионпых масел:
в оборудовании при регенерации, масла, кроме антиокие-
лйтельных присадок, используются дезактивирующие при¬
садки (хинизарищ ни грантовая кислота, Бетол-1, Irga-
mot-30 (39) и др.). Применение; деактивирующих приса¬
док осуществляют только после проведения лабораторных
испытаний, результаты которых подтверждают эффектив¬
153

ность Действия и: целесообразность использования таких
присадок. Содержание деактивирующих присадок можно
определить методами инфракрасной спектроскопии и вы¬
сокоэффективной хроматографий' в соответствии с методи¬
ками испытаний.
Вакуумная перегонка, селективная очистка, гидроочи¬
стка и другие современные процессы регенерации отрабо¬
танных масел, как правило, на теплоэлектростанциях
(ТЭС) не применяются, а используются на пунктах реге¬
нерации масел или НПЗ.
5.5.	КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ
Многоступенчатый процесс регенерации отработанных
масел отличается от первичной очистки: нефтяных фрак¬
ций. При выборе комбинации методов учитывают характер
и природу продуктов старения отработанных масел и тре¬
бования, предъявляемые, к регенерированным маслам; а
также количества собираемых отработанных масел;
В табл, 5.8 приведена сравнительная эффективность
очистки энергетических масел от загрязнений с примене¬
нием различных методов.
На рис. 5.10 приведена типовая схема очистки масла на
ТЭС.
Наибольшее количество маслоочистительного оборудо¬
вания составляйте центробежные сепараторы и фильтры
различных конструкций. Они являются штатным масло¬
очистительным оборудованием с продолжительным сроком,
службы (не менее 15 лет), так как ими комплектуются
маслосистемы тепломеханического оборудования и цент¬
ральных масляных, хозяйств в соответствии с типовыми
проектными решениями, и они применяются при вводе
в эксплуатацию электростанций. Данное оборудование
или физически изношено, или морально устарело и имеет
низкую эффективность действия, а на некоторых стан¬
циях неработоспособно. Доля указанного сегмента обору¬
дования составляет не менее 35 % от общего количества
МОО и: требует замены. В первую очередь это относится
Ш

Таблица 5,8
Сравнительная эффективность очистки энергетических масел
от загрязнений с применением различных методов
Метод очистки
Эффективность очистки масла в соответствии
с требованиями ШИ
Наличие
расход¬
ных мате¬
риалов
Твердые
частицы
Вода (дис¬
персная
и раство¬
ренная)
Масляный
шлам и
продукты
старения
Газы
{раство¬
ренные
в масле)
Отстой
Удаляет
частично
Удаляет
частично
Не удаляет
Не уда¬
ляет
Отсут¬
ствуют
Фильтрование
на сетках
Удаляет
частично
Не уда¬
ляет
Не удаляет
Не уда¬
ляет
Отсут¬
ствуют
Центробежная
сепарация
Удаляет
частично
Удаляет
частично
Неудаляет
Не уда¬
ляет
Отсут¬
ствуют
Вакуумное
испарение
Не уда¬
ляет
Удаляет
Неудаляет
Удаляет
Отсут¬
ствуют
Электрофизи¬
ческая очистка
Удаляет
Не уда¬
ляет
Удаляет
частично
Не уда¬
ляет
Отсут¬
ствуют
Объемная
фильтрация
Удаляет
Не уда¬
ляет
Удаляет
частично
Не уда¬
ляет
Присут¬
ствуют
Адсорбцион¬
ная очистка
Не уда¬
ляет
Удаляет
'Удаляет
Не уда¬
ляет
Присут¬
ствуют
к центробежным Репараторам типа ПСМ. (ПСМ-1-3000,
ПСМ 2-4, СМ 2-4).
Fla всех энергетических предприятиях для очистки
энергетических масел: применяется различное фильтро¬
вальное оборудование (фйльтры грубой и тонкой очист¬
ки), в том числу штатные сетки маслобаков турбоагрегат
тов, различные сетчатые и пластинчато-щелевые фильтры
различного насосного оборудования, фильтры грубой
очистки т НТФ более 50 мкм. Применяются также раз¬
личные фильтрационные установки, использующие объем*
ную фильтрацию на целлюлозных иди синтетических
фильтровальных .материалах. Фильтры тонкой: очистки:
применяются в основном для очистки трансформаторных
масел, уровень содержания загрязнений в которых значи¬
тельно меньше, чем в турбинных маслах.
155

Очищенное
масло
	А5
Рис. 5.10. Типовая схема очистки трансформаторного масла на ТЭС
Соотношения применяемых технологий очистки масел
и сроков службы маслоочистительного оборудования, экс¬
плуатируемого на российских энергетических предприя¬
тиях, приведены на рис. 5.11 и 5.12.
Наибольшей эффективностью и экономичностью обла¬
дает оборудование, в котором используют комбинирован¬
ную технологию регенерации энергетических масел, вклю¬
чающую грубую очистку от механических примесей, ваку¬
умную осушку (дегазацию), градиентную объемную филь¬
трацию или электрофизическую очистку, адсорбционную
очистку, финти ну ю фильтрацию и стабилизацию базового
156

7 %	2%
Центробежная
сепарация
Вакуумная осушка
Фильтрация
□
Электрофизическая
очистка
Адсорбционная
обработка
Рис. 5.11. Основные технологии очистки масел
регенерированного масла с помощью композиции приса¬
док.
В процессе регенерации масла рекомендуется опреде¬
лять следующие показатели качества масла:
-	кислотное число (по ГОСТ 5985-79 или ГОСТ Р
МЭК 62021-1-2013);
-	содержание воды ГОСТ Р МЭК 60814-2013 (актив¬
ность воды по IEC 60422-2013);
-	tg 5 при 90 °С или удельную проводимость (сопро¬
тивление по ГОСТ 6581-75 или ГОСТ Р МЭК 60247¬
2013).
43 %	22 %	35 %
Менее 5 лет От 5 до 15 лет Более 15 лет
Рис. 5.12. Срок эксплуатации маслоочистительного оборудования
157

158
Таблица 5.9
Требования к качеству регенерированных и очищенных масел, подготовленных к заливке
в электрооборудование после его ремонта
Показатель качества
масла, номер стан¬
дарта на метод испы¬
тания
Категория
N. электрооборудования
Электрооборудование
Предельно допустимое значе¬
ние показателя качества масла.
Примечание
предназначен¬
ного к заливке
в электрообо¬
рудование
после залив¬
ки в элек-
трооборзгдо-
вание
Пробивное напряже-
До 15 кВ включительно
зо
25:
ние по ГОСТ 6581-
До 55 кВ включительно
35
30
75, кВ, не менее
От 60 до 150 кВ включительно
60
55:
От 220 до 500 кВ включительно
65
60
До 750 кВ
70
65
Кис до гное число по.
Силовые трансформаторы до 220 кВ
0,05
0,05
Возможно определен
ГОСТ 5985-79, мг
включительно
ние по ГОСТ 1:1362-
К< И 1 г масла, не
Измерительные трансформаторы до
0,02
0,02
96 с применением
более
220. кВ включительно
автоматических тит-
Силовые и измерительные трансфор-
0,02
0,02
раторов
маторы свыше 220 до 500 кВ вклю-
чительно
СиЛовые и измерительные трансфор -
0,01
0,01
маторы свыше 500 до 750 кВ вклю-
чительно

Температура вспыш¬
ки в закрытом пи. к\
по ГОСТ' 6356-75,
не менее
Силовые трансформаторы до .220 кВ
включительно
Силовые и измерительные транс¬
форматоры до. 750 кВ включительно
130
135
130
131
При применении арк¬
тического масла (АГК)
или масла для выклю¬
чателей (МВТ) зна¬
чение данного показа¬
теля определяется
стандартом на марку
масла
Влагосодержание,
Трансформаторы с пленочной или
0,001 (10)
0,001 (10)
Допускается опрело-
‘’о масс, (г/% мтДк.Г,
азотной защитой,, герметичные изме-
ление данного показа-
ppm), не более:
рительные трансформаторы
теля методом Карла
по ГОШ 7822-75
Силовые и измерительные транс-
0,0025 (25)
0,0025 (25)
Фишера по ГОСТ
форматоры без. специальных защит
24б14л8'1, методом га
масла
зовой хроматографии
по ГОСТ 1547-84
Электрооборудование^ при ■. :■ i су i < т
Отсутствие
Отсутствие
(качественно)*
вии требований предприятий-Изгото-
вителей по количественному опреде-
лению данного показателя
Содержание механи
Электрооборудование до 220 кВ
Отсутствие (9)
Отсутствие
Класс промышленный
ческих примесей*
включая
(10)
чистоты определяется
ГОСТ 6370-83, %,
по наибольшему зна-
(класс чистоты по
чению любой из фрак-
ГОСТ 17216-2001),
ций (по наихудшей.
не более
фракции). Возможно
определение по 1 ОС Г
Весовым методом по
Электрооборудование свыше 220 До
0,0008 (9)
0,0010 (10)
ИСО 4407-2006 с по
приложению Г. Шщ
750 кВ включительно
следующим перерас-

160
!l роди ШМ ё н и г та б М - 5.9
ПаказатШ качества
N. Категория
N\ электрооборудования
Предельно допустимое значе¬
ние показателя качества масла
масла, номер стан¬
дарта на метод испы¬
тания
Электрооборудование, nn
предназначен¬
ного к заливке
в электрообо¬
рудование
после залив¬
ки в элек¬
трооборудо¬
вание
Примечание
(класс чистоты по
ГОСТ 17216-2001),
не более
четом по приложению
Г ГОСТ 17216-2001
Тангенс угла диэлек¬
трических потерь при
90 % по ГОСТ 6581¬
75 у %, не более
Силовые трансформаторы до 220 кВ
включительно
Измерительные трансформаторы до
220 кВ включительно
I
1,3
6
1,7
Проба масла допол¬
нительной обработке
не подвергается
Силовые ж измерительные трансфор¬
маторы свыше 220 до 500 кВ вклю¬
чительно
1.5
ш
Силовые и измерительные трансфор¬
маторы свыше 500 до 750 кВ вклю¬
чительно.
0,5
0,7
Содержание водорас¬
творимых кислот по
СОСУ 6307-75 (каче¬
ственно)
Электрооборудование всех видов и
классов напряжения
Отсутствие
Отсутствие
При применении в ре¬
генерированных мас¬
лах присадки Вето л-1
или аналогичной допу¬
скается щелочная ре-

Содержание антиоки-
с. iiue.ii.ii'iii присадки
Агидол-1 (ионол).,
ГОСТ 54331-2011,
Щ масс., не менее
Силовые трансформаторы до 220 кВ
включительно
Силовые и измерительные трансфор
маторы до 750. кВ включительно
0,20
0,30
0,18
0,27
акция водной вытяж¬
ки (pH не более 8,5)
Температура застыва
Электрооборудование, заливаемое
-60
-60
ния по ГОСТ 20287-
арктическим маслом
01. Ч . не выше
Газосодержание,
Трансформаторы с пленочной защи-
0,1 (0,5)
- (1,0)
% объема, не более
ТОЙ
Стабильность против
Силовые и измерительные трансфор
Условии процесса;
окисления** по ГОСТ
маторы свыше 220 до 750 кВ вклто
130 :i\ 30 ч,
981-75:
чйтельно
50 мл/ мин 02.
кислотное число
0,2
-
окисленного масла,
мг КОИ т масла,
не более
массовая доля осад-
(>нд icnaic
-
ка, %, не более
Содержание серы по
Электрооборудование до 220 кВ
0,60
0,60
Определение рекомен-
ГОСТ 19121-73, Ж
включительно
д).-ется только для сме-
не более
Свыше 220 до 500 кВ включит.ель-
0,35
0,35
сей масел и регенери-
НО***
рованных масел. Воз-

to
Продолжение табл. 5.9
Показатель качества
Категория
электрооборудования
Предельно допустимое значе¬
ние показателя качества масла.
масла, номер стан¬
дарта на метод испы¬
тания
Электрооборудование
предназначен¬
ного к заливке
в электрообо¬
рудование
после залив¬
ки в элек¬
трооборудо¬
вание
Примечание
Свыше 500 до 750 кВ включитель¬
но***
о,30
б,зо
можно определение
по 14НТ Р 1-111 11(0
1,4596-2008 и ГОСТ Р
53203-2008
*В Масляных, выключателях допускается применять регенерированные или очищенные эксплуатационные мас¬
ла. а также их смеси со свежими маслами, если они удовлетворяют требованиям настоящей таблицы и имеют класс
промышленной чисКрты не более 11. (ГОСТ 17216-2001).
“*В случае необходимости по решению технического руководителя предприятия допускается залив регенериро¬
ванного и очищенного эксплуатационного трансформаторного масла в силовые и измерительные трансформаторы
до 5:00 кВ включительно, если стабильность против окисления будет соответствовать норме на масло ТКп, а
остальные показатели качества будут удовлетворять требованиям настоящей таблицы.
""■Для электрооборудования свыше 220 кВ необходимо: определять также наличие коррозионной серы по ГС М.' Г
Р 54331-2011 - коррозионная сера должна отсутствовать.

Для: регенерированного трансформаторного масла после
получения и введения присадок необходимо определять
электроизоляционные показатели (пробивного напряже¬
ния, тангенса угла диэлектрических потерь), содержание
воды, механических примесей и масляного шлама, Класс
промышленной чистоты, кислотное чиСло. Дополнительно
следуем определять температуру вспышки, содержание се¬
ры. присадки Лги дол-1 и стабильность против окисления,
а для герметичного электрооборудования дополнительно -
обще# газосодержание масла. Требования к качеству
трансформаторных масел по содержанию воды значитель¬
но более жесткие, чем для других энергетических: масел.
Например, турбинных (предельные нормативные значения
и эксплуатации 30 мг кг для. трансформаторных масел
и 300 MT-sf кг для турбинных масел, соответственно) и обя¬
зательно#: отсутствие механических примесей и шлама в
трансформаторном масле.
Определение Серы выполняют, если проводят регенера¬
ции > смеси масел различных марок.
Физико-химические показатели регенерированного тран¬
сформаторного масла, должны удовлетворять требованиям
СТО 34.01 - 23. J -001-2017 и соответствовать знамениям,
приведенным в табл. 5.9.
5,6.	УСТАНОВКИ ДЛЯ РЕГЕНЕРАЦИИ
ОТРАБОТАННЫХ МАСЕЛ
Основные требования к установкам для регенерации
энергетических масел следующие:
-	соответствовать требованиям промышленной безопас¬
ности и охраны труда при работе с маслами, принятыми в
Ялектроэнергетике РФ;
-	обеспечивать соответствие качества регенерированных
энергетических масел■ требованиям нормативных докумен¬
тов;
-	эффективность действия оборудования должна удо¬
влетворять рекомендациям документов по эксплуатации
масел.
163

Принципиальная схема установки для регенерации от¬
работанных масел приведена на рис. 5.13.
Установка может функционировать в двух режимах ре¬
генерации:
- основной режим (для регенерации отработанных ма¬
сел), по которому отработанное масло на установку пода¬
ется насосом НМ1 через электронагреватель ЭН1 и
фильтр грубой очистки (ФГО) в вакуумную камеру (КВ).
Вакуум в камере создает вакуумный насос (НВ). Элек¬
тронагреватель масла обеспечивает нагрев потока масла до
рабочей температуры осушки масла в вакуумной камере
КВ (40-60 °С).
С помощью ФГО, который представляет собой метал¬
лический сетчатый или полимерный фильтр многократного
применения, из масла извлекаются крупные твердые ча¬
стицы (механические примеси размером более 50 мкм),
которые удаляются из ФГО при отмывке фильтра.
В камере КВ из масла удаляются вода, воздух и рас¬
творенные в масле газы, которые выводятся из камеры КВ
насосом НВ и далее через конденсатор паров выбрасыва¬
ются в атмосферу.
Из камеры КВ масло подается насосом НМ2 в миксер
ввода присадок (коагулянты) МП1, которые способствуют
более полному извлечению продуктов старения. Далее
масло подается на электронагреватель ЭН2, который обе-
Рис. 5.13. Принципиальная схема регенерации отработанных масел
164

спечива,ет повторный нагрев масла до температурного ре¬
жима адсорбционной обработки (70 90 (. ).
Два адсорбера А1 и А2 применяют для поддержания
непрерывности процесса регенерации. Когда один адсор¬
бер регенерирует масло, то иЗ второго адсорбера осу¬
ществляется выгрузка сорбента и восстановление его
свойств для последующего применения.
После адсорберов А1 и А2 масло напрямую подается на
электрофизический фильтр ФЭ, представляющий собой
набор электродов, электростатическое поле которых, осу¬
ществляет очистку масла от мелких твердых частиц (ме¬
ханические примеси и масляный; шлам размером менее
50 мкм).
Миксером МП2 вводят в масло пакет присадок для по¬
лучения регенерированного масла в соответствии с требо¬
ваниями действующих нормативных документов.
Состав пакета присадок и: их концентрация для миксера
М112 определяется видом энергетического масла и каче¬
ством базового регенерированного масла:
- упрощенный режим (для регенерации ‘эксплуатаци¬
онных масел без применения адсорбционной очистки),
по которому отработанное: масло на установку подается
насосом НМ1 через электронагреватель ЭН1 и фильтр
грубой: очистки Ф.ГО в вакуумную камеру КВ. Вакуум
в камере КВ создает вакуумный насос. НВ. Электронагре¬
ватель масла обеспечивает нагрев потока масла до рабо¬
чей температуры осушки масла в вакуумной камере КВ
(40-60 °С). '
С помощью ФГО извлекаются крупные твердые части¬
цы, которые удаляются из ФГО при отмывке фильтра.
В камере КВ из масла удаляются вода, воздух, и рас¬
творенные в масле газы, которые из камеры КВ насосом
НВ и далее: через конденсатор паров выбрасываются в ат¬
мосферу. Из камеры масло подается насосом НМ2 после¬
довательно на миксеры ввода присадок МШ и МП2, ко¬
торые позволяют добавлять в масло как твердые, так и
жидкие присадки.
После миксера Mill масло подается: на электрофизиче¬
ский: фильтр (ФЭ), представляющий собой набор элек¬
тродов, электростатическое поле которых осуществляет
очистку масла;от мелких твердых частиц.
165

После фильтра ФЭ масло собирается в емкость очи¬
щенного и регенерированного масла.
(’остан пакета, присадок и их кон цен грация для миксе¬
ров МП1 и МП2 определяется видом энергетического мас¬
ла и качеством базового регенерированного масла.
Установки для регенерации масла на основе электроста¬
тической (электрофизической) технологии обеспечивают
более эффективное удаление механических примесей и
масляного- шлама, без применения ра.сходных материн..юн.
Данная технология в комбинации с вакуумными устрой¬
ствами позволяет успешно осуществлять очистку масла от
механических примесей и воды, а также выполнять дега¬
зацию масла. Установки серии ФОДЖ-200 (Микронин-
гер),, кроме электростатических очистителей оборудованы
сие темой осушки масла, исполин', ющей принцип «зеркаль¬
ной перколяции» и применяются для очистки энергетиче¬
ских масел перед заливом в оборудование или поддержа¬
ния качества масла в процессе эксплуатации. На рис. 5.14
привецен внешний вид установки ФОДЖ-200.
Установки МЭФО-200 способны очищать масла от воды,
механических примесей, масляного шлама, а также дега-
Рие. S.14. Внешний вид установки ФОДЖ-200
166

зировать масла, (до общего газосодержания 0.8 1.0 % об.).
Модуль электрофизической очистки позволяет удалить из
масел механические примеси различной природы и: масля¬
ный шлам и очищать энергетические, масла до 6-8 класса
промышленной чистоты без применения дорогостоящих
фильтровальных элементов, что отвечает самым жестким
требованиям действующих документов по эксплуатации
масел.
Регенерация отработанных масел на. модульной опытно¬
промышленной. установке КСОР-1 включает1 стадии от¬
стоя, Электрофизической очистки, вакуумной: осушки,
адсорбционной очистки, регенерации адсорбента, финиш¬
ной фильтрации и стабилизации, регенерированного маглм
присадками. В блоке адсорбционной очистки установки
КСОР-1 используют алюмосиликатный адсорбент марки
АС-230Ш. Основные технические характеристики уста¬
новки КСОР-1 и технологические параметры модуля ад¬
сорбционной очистки приведены в табл. 5.10 и 5.11.
Для стабилизации регенерированного трансформатор¬
ного масла применяют присадку Агидол-1. Физико-хими¬
ческие показатели регенерированного трансформаторного
масла иа установке КСОР-1 (табл. 5.12) соответствуют
требованиям СТО 70238424.27.100.053-2013 и СО 34Л5-
51.300-97 нй трансформаторные масла, предназначенные
для залива в йегерметичное/ (без специальных защиты)
электрооборудование до 35 кВ (включительно).
На российских энергетических предприятиях для pet
генерации отработанных масел используют установки
и: других производителей оборудовав!ы. Все установки'
для регенерации используют комплексную очистку отрабо¬
танных трансформаторных масел. Например, предприя¬
тие чШНАВЭЛ» разработало серию установок УРМ
(УРМ-1000, УРМ-2500, УРМ-5000) и ЛРМ (ЛРМ-500,
ЛРМ-1000) с различной производительностью, предназна¬
ченных для восстановления эксплуатационных и отрабо¬
танных трансформаторных масел. Установка регенерации
масла. УРМ работает, следующим образом: отработанное":
масло подается с помощью маслонаеоса в нагрева гель, ко¬
торый повышает его температуру до 45 °С. Затем через
специальную форсунку или пенную насадку масло распы¬
ляется в вакуумном баке с давлением в 3-7 мм рт. ст. Ис-
167

T;i о.I и a a 5.10
Технические характеристики установки KCOP-1
Параметр
Значение
Производительность по маслу, не менее:
в режиме перекачки
3,0
в режиме регенерации
о,4
в режиме удаления газов и осушки
1,2
Давление на выходе, МПа. не менее
0,2
Система управления
Ручное
Напряжение питания трехфазной сети частотой 50 Гц, В
ШШШ. ■%
Номинальная мощность маслонагреватеяя, кВт
40
Максимальная мощность потребления, кВт, не более
90
Тип используемого сорбента
АС,; .2."!!) Ill
Объем адсорберов, л
1700
Масса, сорбента, кг
1200
Объем бака блбка ввода присадки (БП), л, не менее
70
Адсорберы:
количество адсорберов, шт.
4
количество сорбента в адсорбере, кг, не менее
300
Темпера j§j ра масла, ''С;
в режиме перекачки
20-85
в режиме регенерации
65-75
Габаритные размеры, мм, не более:
длина
5400
ширина
2430
высота
2340
Масса, кг. не более
5900
Таблица 5,1 I
Технологические параметры модуля адсорбционной очистки
модульной установки КСОР-1
Параметр
Показатель
Темпера тура.
80
Время контакта, мин
20
Фракция сорбента, мм
0,1-0,25
Расход адгороеша на масло. масс.
10
Соотношение H/D*
30
Темпера тура сушки адсорбента, С
1ш
*Н - высота слоя адсорбента, D - диаметр колонки.
168

ТабЛица 5.12
Физико-химические показатели регенерированного
трансформаторного масла ГК*
Показатель качества
масла
.Значение показателя качества
трансформаторного масла
Стандарт
на метод
испытания
отработанного
регенерирован¬
ного
Норма
До
К( OP 1
Норма
После
КСОР 1
Кислотное числи, мг
КОИ.г
0,15
0,04
0,05
0,03
гост
5985-79
Стабильность против
окисления при 130 ЩЦ
30 ч, расходе Оэ,
Щ дм5;Хи;
кислотное число,
мг К'ОН. г
массовая доля
осадка, %
-
0,18
0,009
С- 0.20
е 0,01
0,08
0,005:.
ГОЙЕ
981-75
Реакция водной: вы¬
тяжки, pH
3,5-6,5
Ней¬
траль¬
ное
§,8-8,0
Ней¬
траль¬
ное
ГОСТ
6307-75.
Пррбивное напряже¬
ние, кВ
-
26
> Щ
50
(45**)
ГОСТ
6581-75
Тангенс угла диэлек¬
трических потерь при
90 Igg %
15,0
0,90
ГД
0,086
(0,18***)
ГОСТ
6.81 75
'Содержание шлама
(общее), %
-
Отсут¬
ствует
О.ООрл
Отсут¬
ствует
MI-HI 62 09
Содержание воды, %
(г. г)
0,005
СЙ)
о.ооз
(30)
0,00
(20)*
0,02.
(20)
ГОСТ Р
МЭК 60844¬
2013
Класс промышленной
чистоты
If
15
9
7
ЩЩГ 17216
2001 (при¬
ложение А,
В, Г), ГОСТ
И С О 4407
2006
Содержание присадки
Агидол-1 (ионбл), %
-
0,18
1). 2.1.
0,40
0,40
МНИ 76-09
169

!! он да Л же н и е та б л. .1.12
(Значение показателя качества,
трансформаторного масла
Показатель качества
масла
отработанного:
регенерирован¬
ного
Стандарт
на метод
испытания
Норма
До
КСОР-1
Норма
После
КСОР-1
Вязкость кинематичес¬
кая, мм4ДС| при 50 °С
9
6,89
9
6,80
гост
,03-2 016
Температура вспышки
в: закрыт:-! пиле, '
125
144
1 :к:
142
гост
6356-7У
Массовая доля
серы, %
Отсут¬
ствует
шэ, зо
Отсут¬
ствует
ГШаЕ
19121-73
Плотность* Щ/м3, при
температуре 20 °С
-
868
900
868
ГОСТ
3900-85
Н аличие к о р розио н но -
активной серы
-
Отсут¬
ствует
Отсут¬
ствует
Отсут¬
ствует
ГОСТ 1’
54331-2011
‘Модульная установка ШЙ >1’ 1 разработана ШШ нефти и газа
(НИУ) имени И,IvL Губкина и ООО < Микрониюр.,..
"Для электрооборудования до 35 ;кВ включительно без специаль¬
ных защит масла.
“""По результатам испытаний Р[У нефти и газа (НИУ) имени
И.М. Губкина.
пользование форсунки к насадки увеличивает площадь
поверхности в баке и, как следствие, ускоряет процессы
сушки: й Дегазации. В вакуумном: баке происходит очистка
от влаги it растворенных газов. Из бака с- помощью вы¬
ходного насоса осушенное, и дегазированное масло подает¬
ся на адсорбционный фильтр. Он позволяет снизить уро¬
вень кислотности. В качестве сорбента в нем используется
силикагель марки КСКГ. Фильтр-адсорбер используется
при необходимости Снизить КЧ трансформаторного масла.
После адсорбционной очистки; трансформаторное масло
поступает на. фйльтр тонкой очистки.. В установках
«ЭНАВЭЛ» тонкая очистка осуществляется двумя спосо¬
бами: механическим и электростатическим. Механический
предполагает полипропиленовый фильтр мешочного типа.
Он отличается повышенной: грязеемкостью и способен;:
170

удержать загрязнения размером 5-10 .мк.м. Для задержа¬
ния частиц меньшего размера (1-5 мкм) используется
электростатический фильтр.
Предприятие ООО НПП «Вектор» выпускает оборудо¬
вание для комплексной очистки отработанных масел,
например, установку очистки и обработки масла У В М-6 и;
установку регенерации СММ-12Р (Станция масляная мо¬
бильная регенерационная).
Установка для обработки трансформаторного масла
марки УВМ-6 предназначена, для дегазации, очистки от
механических примесей, азотирования и нагрева транс¬
форматорного масла, заливаемого в силовые трансформа¬
торы напряжением до 1150 кВ включительно. Установка
может быть использована для нагрева маелонаполненных
электрических аппаратов горячим трансформаторным: мас¬
лом, а также для вакуумирования силовых трансформато¬
ров.
Установка состоит из; ряда, стандартных узлов: колонны
вакуумной, ресивера,, маелонагревателя, блока вакуумных
насосов БВН, насосов центробежного и шестеренного,
фильтров грубой и тонкой; очистки, комплектного устрой¬
ства управления КУУ, системы трубопроводов (рис,. 5.15).
Сильфонный Ду 20 (14а, 146) позволяет при открытом
вентиле (146) и; закрытом: вентиле (14а) использовать
установку для прогрева трансформаторов горячим .маслом,
фильтрации и перекачки трансформаторного масла. Вен¬
тиль (14а) соединен с колонной вакуумной (/), которая
через клапаны вакуумные Ду 63 (17а, 17б) соединена с
ресивером (2). К ресиверу через затвор дисковый Ду 80
(18) и обратный клапан; Ду 65 подключены вакуумные
насосы (10, 11). Выход вакуумной колонны соединен, с
центробежным насосом (12) и через вентиль вакуумный
сильфонный: (14в) - с маслонасосом (13). В нагнетатель¬
ный трубопровод центробежного насоса (12) вмонтирован
фильтр ( 7). абсорбциометр (33) и клапан обратный Ду 20
(22). .
Регенерация на установке У В.МО включает следующие
технологические стадии:
- нагрев масла т фильтрацией - необработанное масло
через сетчатый фильтр (21), кран (20) подается насосом
(13) в маелонагреватель (3). Нагретое масло через реле
171

Рис. 5.15. Технологическая схема установки УВМ-6:
1 - кодГОйЗ; вЯкуумная;- 2 — |:>с< и i',< :j>: ') - ишяенагреватцав|; 4 - фильтр;
> - глущйгель^ 9 — кШйенМЯвр; К) - нЯсре: .вакуумный АЙ 3-20; 11-
насйе вакуумный JJBH-150; 12 - насос центробежный ЦГ 6.3 32. 13 -
насос шестеренный 11111 Н:	14 - Вентиль вакуумный ейльфоНный
Ду 20; /5-7В - вентиль вакуумный сильфонный Ду 10; 17 — клапан
вакуумный Ду 63; 1S - затвор дисковый Ду 80; 19 - клапан обратный;
20 - кран. Остальные обозначения ш. в тексте
протока (23) додаётся на фильтр (4) и через венТйль ва-
к\vMiii.iii сильфонный (14б) поступает на выход из уста¬
новки;
-	перекачка масла с фильтрацией аналошчна режиму
нагрева трансформаторного масла с фильтрацией, но без
нагрева (нагреватели отключены);
-	азотирование масла с фильтрацией - вход установки
in>дк.11очае1 сн к сливной задвижке, а выход - к верхней
задвижке бака трансформатора. Пространство над мас¬
лом бака трансформатора вакуумируется до давления 40¬
70 Па. После чего вакуумная колонна (/) через вентиль
172

(15а) и надмаеляное пространство бака трансформатора
заполняются азотом до избыточного давления 5 10 к Па
(0,05-0,1 KFjjfcM2). Из трансформатора масло маслонасо¬
сом' (13) через крац (20), маслонагреватель (3), фильтр
( /) и вентиль сильфонный вакуумный (/ 1а) подается в
колонну вакуумную (/), где- оно насыщается азотом до
объемного содержания . 0,5 % и выходным центробежным
насосом (12) через фильтр тонкой очистки. (4) и вентиль
(14г) подается в трансформатору
- дегазация масла с фильтрацией осуществляется тер¬
мовакуумным способом е распылением в вакуумной ко-
лониг. В режиме? дегазации трансформаторного масла и
фильтрации вход установки подключается к емкости с
маслом, а выход или к сливной задвижке бака тран¬
сформатора, .если давление в нем в процессе заливки бо¬
лее 266 Па. (2 мм рт. ст.) или к верхней задвижке ба¬
ка трансформатора, если давление в нем менее 266 Па
(2 мм рт. ст.). Дегазация масла и очистка его от механиче¬
ских примесей производится следующим образом: под ста¬
лированное. трансформаторное масло через фильтр сетча¬
тый (21), кран (20) маслокасосом (13) подается в масло¬
нагреватель (3). Нагретое до температуры (50-60 °С) и
очищенное от механических примесей в фильтре (4) масло
через; вентиль сильфонный вакуумный (14а) поступает в
вакуумную колонну (/), где распыляется и стекает по
насадке. При распылении и отекании через насадку масло
освобождается от растворенных в нем: газов и влаги. Ва¬
куум в колоне поддерживается блоком вакуумных насосов
(10, 11), с помощью которых через ресивер С?) удаляются
выделившиеся из? масла газы. Остаточное давление (до
266 Па), создаваемое в верхнем каскаде, колонны и (до
200 Па) в нижнем каскаде колоны, позволяет добиться
необходимого качества масла. Дегазированное, масло насо¬
сом' (12) через фильтр тонкой очистки (4), вентиль ваку¬
умный сильфонный (/ //) и клапан обратный подается в
трансформатор. Для исключения подачи некачественного
масла в начальный момент, работы в установке предусмот¬
рен режим прогрева и настройки. В режиме настройки ко¬
лонна вакуумная заполняется трансформаторным маслом,
после чего установка прогревается горячим маслом, кото¬
рое циркулирует по цепи: .=> колонна вакуумная (/) =>
173

31 вентиль вакуумный сильфонный (1'4в) 531 насос шесте¬
ренный (13) => подогреватель (3) => фильтр ( /) => вен¬
тиль вакуумный сильфонный: (14а), которым создается
давление в вакуумной колонне до 266 Па (2 мм рт. ст.)
в верхнем каскаде. Техническая характеристика установки
УВМ-6 приведен^ в табл. 5.13.
Установка серии Г ММ-11 представляет собой оборудо¬
вание для комплексной обработки масла,, в состав которого
входит блок дегазации масла и блок регенерации. Весь
комплекс смонтирован в металлическом контейнере, кото¬
рый устанавливается на полуприцеп или' стандартный кон¬
тейнеровоз;. Конструкция установки предусматривает се
Таблица 5.ГЗ
Техническая характеристика установки УВМ-6
Параметр
Значение
Производительность, мфЗн, не менее:
в режиме дегазации
1
в режиме перекачки с фильтрацией
б
Параметры обработанного масла (при исходных парамет¬
рах масла: объемное газоебдержание: JJ 16,5 массовое
влагосодержание д 0,005;:$о (30 ж£;щ)\ температура > 0 ГС):
объемное газбсодержание масла, % не б'олее
0,1
массовое влатрсодержание масла, щЗщ, не белее
10
тонкость фильтрации, мкм, не более
ш
Давление на выходе в режиме обработки, МПа
0.1т
Мощность маг. юна грена кил, кВт
Ж
Установленная мощность, кВт
36
Напряжение трехфцзной сети 50 Гц, В
380
Предельная температура масла на выходе установки в
режиме нагрева, -С
60
Остаточное давление в вакуумной колонне в процессе
дегазации, Па, не более
266
Габариты. мм:
длина
1600
ширина
1930
высота
1150
Масса установки, кг, не более'
1100
174

мобильность и возможность работать напрямую с тран¬
сформатором, при этом установка может перемещаться от
одного трансформатора к другому ггри помощи автотранс¬
порта, Трансформаторное: масло можно обрабатывать как
в рабочем, так и в отключенном состоянии трансформа¬
тора.
Таблица 5.14
Характеристика масла после, регенерации на станции СММ-12Р
с блоком дегазации за один проход
Показатель
Метод испытания
Значения
до регене¬
рации
Значение
после реге¬
нерации
Внешний вид
Определяется визу¬
ально в проходя¬
щем свете при ком¬
натной температуре
и толщине 100 мм
Непро¬
зрачная
жидкость,
коричнево¬
го цвета
Прозрачная
жидкость, не
содержащая
осадка и
взвешенных
частиц
Кислотное число, мг
К< >! I г
IEC 296, ASTM
D664
0,63
0,01
Сера коррозионная
450;5662, .4ST.YI
i >i27.i
Наличие
: Отсутствие
Массовое влагосодер
жание, (ppm)
ЖЩ AST#
ш "
170
1
Пробивное напряжен
нне. кВ
IEC 156, ASTM
D1816
М
73
Тангенс, угла диэлек¬
трических потерь при
р щ
:iKC 247, ASTM
1)1.12 i
0,004
0,001
Объемное ni.iiкодер
жание масла, %
::fflC:60599, astm
i §§§ 12
12
0,1
Поверхностное натя¬
жение, IГ м, при
21С
ISO 6295, astm:
D2283
22
45
Размеры механиче¬
ских примесей, мкм
50
5
Окислительная ста¬
бильность: кислотное
'Шс.то. мг Roll Т
ЩМ125А, ii-:c
1125B, IP-807
0,2
Примечание. Данные характеристики могут отличаться в зави¬
симости от состояния исходного масла.
175

В процессе восстановления масла на него удаляются
продукты распада масла и кислотные составляющие, про¬
исходит осветление масла, увеличивается его устойчивость
к окислению и снижается способность к растворению га¬
зов. В качестве сорбента, используется фуллерова земля с
возможностью восстановления его характеристик.
Процесс регенерации трансформаторного масла заклю¬
чается в подключении к трансформатору блока дегазации
масел и блока регенерации, которые входят в состав ком¬
плекса СММ-Р. В процессе работы масло подогревается,
фильтруется в блоке дегазации, затем подается в блок ре¬
генерации. Регенерированное масло возвращается в ваку¬
умную колонну на блоке дегазации, в котором под воздей¬
ствием глубокого вакуума и температуры из масла интен¬
сивно выделяется газ и: вода, а также масло проходит
окончательную фильтрацию.
Во время работы СММ-Р блок регенерации переходит в
режим реактивации сорбента, независимо от реактивации;
сорбента дегазация масла, продолжается. После: окончания
реактивации,: через сорбент снова пропускается масло и
регенерируется. Характеристика масла после регенерации
на станции ( ММ-12Р с блоком дегазации за один проход
приведена в табл, 5.14.
Регенерация отработаЦного трансформаторного масла
на установке СММ-12Р позволяет снизить в нем влагосо¬
держание, кислотное число; увеличить пробивное напря¬
жение; снизить тангенс, угла диэлектрических потерь; вос¬
становить стабильность к окислению, цвет и поверхност¬
ное натяжение.
Восстановление- физико-химических показателей отра¬
ботанного трансформаторного масла путем регенерации на
установках, включающих различные модули очистки, зна¬
чительно увеличивает их срок службы.
("11 И('( Ж' ..1И ТКР.\ТУ РЫ К I Л ARK I
1.	ТеЩЩчебкий регламент таможенного еоюзй 40 требованиях к
смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям*: ТР ТС
030^*2012 от 20.07.2012 № 59,
2.	СО iS3-34.20MOt-200% Правила технической эксплуатации элек¬
трических станций Д се тей Российской Федерации. Утверждены Прика¬
176

зом Минэнерго: РФ от' 19.06.2003 .•№ 229. Зарегистрированы в Минюсте.
РФ 20.06.2003,. регистрационный № 4799.
'Л. СТО 34.45-5/.300-97. Объем и нормы испытаний электрообо¬
рудования/(Год общ. ред. В.А, .Алексеева,	Когана, .1 .Г. Мами
конянца. -6-е изд., с изм. и доп. - М.: ЙЗд-во МП. НИАС, 2001. -
262 с,
Й, РД ЭО 1.1,2.05.Ш44-09. Требования к эксплуатации, организа¬
ции и проведению испытаний трансформаторных, и турбинных масел на
атомных станциях. Введ; 2010-01 -20. - М.: ОАО ^Концерн Рос.нюрго
а ю.ч 2009. - 290 с.
5.	СТО 7SM8424.27.100.053-2009.Энергетические. масла и мас.ю>;о.
Вяйства электрических станций и Сетей,. Организация эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования. Введ. 2010 01 11. -
М.: НПМТНВЭЛь 2009. - 179 С.
6.	&ГО	Объем и нормы испытаний электро¬
оборудования. Введ. 2017-0S-29.	>111А<) .'1'итти>. 2017. - 262 с.
7.	Пособие для изучения Правил технической эксплуатации элек¬
трических станций и сетей. Раздел 5 Электротехническое Оборудова¬
ние. Часть 2, глава S. 14. Энергетические масла. — М.: ОРГРЭС, 2005 . -
С. 240-285..
8.	Шащхин П.И., Браи.И.В. Регенерация отработанных нефтяных
масел. М.: Химии. 1970. - .10.1 С.
9.	/>'/•'.,’// II.. В. Регенерация трансформаторных масел' - изд. 2-е, пе7
рераб. и доп. — Й.7Химия, 1972. - 168 С.
10.	д. /О., о'р/сг Ц.Г.. Шабалина Т.Н. ш др. Смазочные
материалы и проблемы экологии. - М.: ЙШ Издательство: «Нефть и
Гад» РГУ нефти и гаДа имени PPM- Губкина, 2000. - 424 с?
11.	Евдокимов Л.Ю.. Любинин И,А„Г Фуке И. Г. Смазочные ма¬
териалы в техносфере и биосфере, ЭкблОгический аспект. - Киев: Ати-
ка-Н, 2012. - 290 с.
12.	Шшркин В.Г., Фукс ЩЛ-у Татур М-Р- м др. Химмотология.
Свойства и применение топлив, смазочных и специальных материалов.
Часть II. Свойства и применение смазочных и специальных материалов:
Учебное пособие (под ред. В.Г. Спиркина, В.Д, ,-Йашхи). -/Ж/ Изда¬
тельский центр РГУ нефти и газа, имени. И ,М. Губкина, 2014. - 271 с.
13.	Шуварин Д.В. Энергетические: масла. Актуальные вопросы
применения и контроля кМества/УбЭнергетик. - 2013: - № 4. - С,
10-14.
14.	Майборода С.Э. ОбЗор обращения отработанных масел. Часть I.
Отечественный опыт организации Сбора и переработки (утилизации)
отработанных маоелуДМир нефтепродуктов. - 20Й&- № 1.
la. Illyi:,;piin . (.В. Новые технологии очистки и регенерации энерге
тических масед|#убСборник докладов научно-практической конферен¬
ции «Экологическая безопасность энергетики: опыт, проблемы, иннова¬
ционные решении,-. - М.: Московский учебный центр ЕЭС, - 2015. -
С?., 49-57.
16.	МмтгтМ-В, Проблемы регенерации нефтяных масел^Й-В:, Ми¬
тин, 1 ГР. Татур, В.Г. Сииркии •'.. Мир нефтепродуктов. - 2020. -
№ 2. - С, 51/56.
177

17.	Митин И,В. Фильтруемость нефтяных масей/Й.В. Митин,
И.Р, Татур, И. И, Митина ДЙНефтеперерабртка и нефтехимия, -
2019. №8. - С, 35-29 ■
18.	Tatnyp II. Р. Применение алюмосиликатов для адсорбционной
очистки энергетических масел (турбинные масла! 11.1’. Татур,
В,;Г. Спиркин, Д.В. Щуварин и	Защита окружающей среды в
нефтегазовом комплексе. - 2015. - № 10. — Cl. 23 27.
19.	Татур И.Р. Регенерация отработанных трансформаторных ма¬
сел с применением алюмйсиликатов|гИ.Р. Татур, В.Г. Спиркин,
Д.В. i11 > марин и др.. Ланина Окружающей среды в нефтегазовом
комплексе. - 2017. -'Ж® 2. - С. 17-21.
20.	Татур И.Р. Опытно-промышленные1 испытания модульной
установки КСОР-1 для регенерации отработанных маселЖ|1-Р- Татур,
К.Г. Спиркин, Д.В. Щуварин и др.-у^Защита окружающей среды в
нефтегазовом комплексе. - 2017. — 'ШД, - С. 22-241,
2И Рогйа Энергетика., ORT: http^^ferca.ftljf3^g^W’hiTy;!^ege-
neraciya-transformatornyh masel-18. html

Глава 6
КАБЕЛЬНЫЕ МАСЛА
6.1.	МАСЛОНАПОЛНЕННЫЕ КАБЕЛИ
Ж КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
Маслонаполненными кабелями называют силовые кабе¬
ли. с пропитанной бумажной изоляцией, рубашки (пусто¬
ты) в которой заполнены маслом под постоянным избы¬
точным давлением.
В процессе, изготовления из каждого кабеля откачива¬
ется воздух, и полость заполняется маслом. Особенно
важно обеспечить отсутствие воздушных пузырьков. Во
время эксплуатации кабель нагревается и масло расширя¬
ется. Изменения объема масла регулируются компенсаци¬
онными резервуарами, соединенными с концами кабеля.
Давление в резервуарах поддерживается сжатым возду¬
хом, находящимся в сжимаемых секциях. Масляные про¬
токи внутри кабеля позволяют ему свободно перетекать
при расширении или сжатии. Объем гидравлической си¬
стемы выбирается в соответствии с длиной кабеля так,
чтобы даже в случае короткого замыкания риск механиче¬
ского повреждени:я был минимален за счет выравнивания
гидравлического давления, вызванного выбросами давле¬
ния вследствие резкого нагрева.
Маслонаполненные кабели устойчивы к старению. Из¬
мерения коэффициента диэлектрических потерь кабеля,
предназначенного для напряжения 150 кВ и находящегося
в эксплуатации в течение, 30 лет, дают практически такой
же результат, как п при введений в зксилуаiaiшю. В мас¬
лонаполненных кабелях возможно проводить постоянный
мониторинг давления масла. Маслонаполненные кабели
наиболее- надежные, при эксплуатации среди всех высоко¬
вольтных и сверхвысоковольтных кабелей. В сравнении
179

а
б
Рис. 6.1. Поперечный разрез кабелей (а) в стальном трубопроводе и схема кабельной линии высокого давле¬
ния (б)\
1 - фдза кабеля; J— шшшщяшшш масло; 3 - стальной трубопровод; 4 - защитные покровы трубопровода; j - ка¬
бельный ввод;: в трансформатор; 6 - трансформатор;. Т — медная труба разветвления; 8 - муфтовое соеяняение мед¬
ных труб; 9 - флаидавое еардщтение медных труб; 10 - .даедговтедьная муфта для разветвления; II - двусторонняя
неподвижная опора; Ш — тоннель; 13 - соединительная муфта; 14 - подвеска; 15 - стальной трубопровод с кабеля
ми; 16 - автоматическая подпитывающая установка; щ - односторонняя неподвижная опора; 18 - муфта для раз¬
ветвления:; 19 - приямок ( oiH ie.iii) для муфйг к mi-.i.mh\ труб разветвления'; 20 - опорная стойка для концевой
муфты; 21 - концевая муфта

с Сухими; кабельными линиями., маслонаполненные позво¬
ляют выдерживать более высокие температуры и рабочее
диэлектрическое напряжение- размеры и сечения кабеля
меньше из-за уменьшенной толщины диэлектрика, а де¬
фекты линий легче обнаруживать И устранять.
Маслонаполненные кабельные линии применяют для
вывода мощности от энергоблоков электростанций, для
передачи, электроэнергии через труднопроходимые местно¬
сти .с высокой плотностью застройки, с сильной степенью
загрязнения окружающей средьц большие водные про¬
странства в населенные пункты и для промышленных
предприятий,
Маслонаполненные кабельные линии прокладывают с
применением стальных или медных труб с использованием
специальных муфт и фланцевых соединений и автоматичен
ским устройством подпитывания линий маслом (рис. 6.1).
Для сооружения кабельных линий до 150 кВ до насто¬
ящего времени применялись только кабели с, центральным
маслопроводящим каналом в свинцовой или алюминиевой
гофрированной оболочке; для сооружения кабельных ли¬
ний до 220 кВ в городах - кабели низкого и высокого дав¬
ления; для глубоких вводов электроэнергии в города, при¬
меняются кабели высокого давления. Длина кабельных
линий при этом: составляет 3-15 км. Электроснабжение
промышленных предприятий преимущественно осуществ¬
ляется кабелями низкого давления. Для вывода, мощности
от энергоблоков электростанций на. 220 кВ, а также при
напряжении кабельных линий 330 кВ и выше применяют¬
ся кабели: высокого давления.
Эксплуатация мйслонаполненных кабельных линий осу¬
ществляется на основании стандарта ОАО «ФСК ЕЭС» -
СТО 56947007-29.240.85.046-2010 .^Инструкция по эксплу¬
атации силовых .маслонаполненных кабельных линий: нап¬
ряжением 110-500 кВ».
6.1.1 КОНСТРУКЦИЯ МАСЛОНАПО.ШЕННОГО КАБЕЛЯ
Силовые Mac.'ioiiaiio.'iiieinibio кабели с медными токо¬
проводящими жилами с пропитанной бумажной изоляцией
в свинцовой Или алюминиевой оболочке Изготавливают по
181

ГОСТ 16441-78, предназначены для передачи и распреде¬
ления электрической энергии при переменных номиналь¬
ных линейных напряжениях 110-525 кВ.
Силовые маслонаполненные кабели классифицируются
по величине избыточного давления масла:
-	низкого давления (от 0,025 до 0,3 мПА, буква «Н>>
в обозначении марки);
-	среднего давления (от 0,06 до 0,3 мПА, буква «С>>
в обозначении марки);
-	высокого давления (от 1,1 до 1,6 мПА, буква «В>> в
обозначении марки).
В кабелях среднего давления первый внутренний повив
токопроводящей жилы, образующий центральный масло¬
проводящий канал, скручивается из Z-образных медных
луженых проволок одного и того же профиля и размера.
Последующие повивы жилы накладываются из сегментных
медных луженых проволок. Слой изоляции, прилегающий
к жиле, изготавливают из кабельной уплотненной бумаги
КВ МУ, КВУ, КВ СУ, следующий слой - из кабельной бу¬
маги нормальной плотности КВМ, КВ или КВ С. Поверх
бумажной изоляции накладывается экран из электропро¬
водящих бумажных лент, затем перфорированная металли-
Рис. 6.2. Маслонаполненный кабель МНСА среднего давления:
1 - канал для циркуляции масла; 2 - Z-образные медные проволоки
токопроводящей жилы; 3 - сегментные проволоки жилы; 4 - изоляция
из бумаги толщиной 0,08 мм; 5 - изоляция из бумаги толщиной
0,12 мм; 6 - экран из полу проводящей бумаги; 7 - свинцовая оболочка;
8 - упрочняющие покровы; 9 - защитное покрытие
182

Рис. 6.3. Маслонаполнеиный ка¬
бель высокого давления МВДТ
в стальном трубопроводе:
/ - одножильный кабель; 2 -
масло; 3 - слальной трубопро¬
вод; 4 - антикоррозионное по¬
крытие
зированная бумага. По¬
верх экрана кабелей сред¬
него давления накладыва¬
ют герметичную свинцовую
оболочку, а поверх нее упрочняющие покровы (рис. 6.2).
Кабели высокого давления МВДТ включают токопро¬
водящую жилу фазы, изоляцию фазы с экраном для обес¬
печения радиальной формы электрического поля в изоля¬
ции. Изолированные жилы с тремя фазами помещают в
стальной трубопровод, заполненный маслом. Трубопровод
имеет защитное покрытие (рис. 6.3).
Классификация маслонаполненных кабелей производит¬
ся по ГОСТ 16441-78 (табл. 6.1).
Таблица 6.1
Марки, элементы конструкций и области применения
маслонаполнениых кабелей
Марка
Элементы конструкции:
Область применения:
МНАШв
МаслонапоЛненНый, низкого дав¬
ления:, в алюминиевой: оболочке,
в шланге из ПВХ пластиката
В каналах зданий и
тоннелях
МНАТТТву
То же, с усиленным защитным
слоем под шлангом
В земле (в траншеях),
если кабель не подвер¬
гается растягивающим
усилиям и защищен от
механических повре¬
ждений
МНАгШву
То же, в алюминиевой гофриро¬
ванной оболочке
МНС
Маслонаполненный низкого дав¬
ления в свинцовой оболочке с
упрочняющим покровом и с за¬
щитным покровом
В каналах зданий и
тоннелях
183

Продолжение i ao.i. б. 1
Марка
Элементы конструкции
Область применения
МНСА
То же, :с защитным покровом из
слоев битумного сослана, ноли
этилентерефталатных лент и
пропитанной кабе'льной пряжи
или стеклопряжи
В земле (в траншеях),
если кабель не подвер¬
гается растягивающим
усилиям и защищен от
механических повре¬
ждений
МНСК
То же, :с подушкой, с броней из
круглых стальных оцинкованных
проволок, с наружным покровом
из слоев битумного состава, по-
лиэтилентерефталатных лент и
пропитанной кабельной пряжи
или стеклопряжи
Под водой, в болоти¬
стой местности, где ка¬
бель подвергается рас¬
тягивающим усилиям и
где требуется его до¬
полнительная механи¬
ческая защита
МСС
МаСлонаполненный среднего дав¬
ления в свинцовой оболочке £
упрочняющим покровом и с за¬
щитным покровом из 11П.\ пла¬
стиката или резины
В каналах зданий и
тоннелях
МССК
То же, с броней из круглых
стальных оцинкованных прово¬
лок, с наружным покровом из
слоев битумного состава, ПВХ
пластиката, пропитанной кабель¬
ной пряжи или стеклопряжи
Под водой, в болоти¬
стой местности, где ка¬
бель подвергается рас¬
тягивающим усилиям и
где требуется его до¬
полнительная механи¬
ческая защита
МСС А
То же, с: защитным покровом с
общей толщиной ЩЛ мм
В земле (в траншеях);,
если кабель не подвер
гается растягив ающим
усилиям и защищен от
механических повре¬
ждений
МССШв
То же, поверх упрочняющего
покрова слой битумного состава,
лента и шланг из ПВХ пластика¬
та, толщиной 4-4,2 мм
мвдт
Маслонаполненный кабель высо¬
кого давления, укладываемый
внутри стального трубопровода,
наполненного маслом
Эксплуатируется в
стальном трубопроводе
с маслом под давлени¬
ем, прокладываемом в
тоннелях, в земле, под
водой
В ГОСТ 16441-78 приводятся основные геометрический
размеры, масса, сечение жилы, диаметр стального трубо¬
провода, характер оболочки, число проволок в жиле, тол-
184

щина изоляции и Экранов, толщина свинцовой оболочки,
электрическое сопротивление, испытательное напряжение,
значение тангенса угла диэлектрических потерь, емкость
кабеля для маслонаполненных кабелей с напряжением от
НО до 525 кВ.
6.2.	НАЗНАЧЕНИЕ И ТРЕБОВАНИЯ
К КАБЕЛЬНЫМ МАСЛАМ
Кабельные масла предназначены для выполнения двух
функций; пропитки бумажной изоляции кабелей: и для за¬
полнения специальных рубашек в маслонаполИёйных ка¬
белях. Ву.чага. пропитанная кабельным маслом, имеет бо¬
лее высокую электрическую прочность, а также способ¬
ствует отводу тепла в большей степени. Для заполнения
рубашек (каналов) применят то масло, которое должно
соответствовать заданному давлению и напряжению, при
которых применяется кабель. Кабельные масла должны
удовлетворять следующим требованиям;
-	обладать хорошими диэлектрическими; свойствами;
-	низким тангенсом угла..диэлектрических потерь;
-	высокой устойчивостью к воздействию ионизирован¬
ного электрическим полем- газа (газостойкостью);;
-	стабильностью электрофизических показателей при
нагревании.
Основное отличие .стандартных кабельных масел; россий¬
ского производства от .масел европейского производства
и новых российских, заключается в использовании в ха¬
рактеристиках европейских масел показателей в ..соответ¬
ствии с международными стандартами МОК - IEC, ASTM,
К ним относятся:
-	оценка коррозионных свойств (ASTM D1275);
-	напряжение пробоя (МОК - IEC 60156) ;
-	объемное электрическое сопротивление при 90 °С
(МОК - IEC 60247);
-	коэффициент диэлектрической диссипации при 90 (
(МОК - IEC 60247, ASTM D924-08).
Гарантированный срок эксплуатации кабельных масел;
равен 20 годам. В течение этого времени и дальше в ходе
185

Таблица 6.2
Предельные, значения тангенса угла диэлектрических потерь
при 100 °С для кабельных масел средней и малой вязкости
ЩШ 56947007-29.2 40.83,046- 2010
Срок работы кабельных
■Значение tg 5 масла, %h кабеля номи¬
нальным напряжением, кВ
ЛИНИИ
110
150-220
330-500
При вводе в работу ШШШ,
Средней вязкости
0,5
0.5
0,5
Маловязкйе масла
0,8
0,8
В эксплуатации в течение:
первых 10 лет
3,0
2,0
2,0
до 20 дет
5,0
3,0
-
свыше 20 лет
АО
5,0
-
эксплуатации, у масел систематически определяются зна¬
чения тангенса угла диэлектрических потерь, в зависимо¬
сти от полученных данных срок может быть увеличен.
Стандарт СТО 56947007-29.240.85.046-2010 устанавливает
допустимые пределы по о тому показателю в зависимости;
от времени эксплуатации и напряжения кабеля (табл. 6.2).
6.3.	АССОРТИМЕНТ КАБЕЛЬНЫХ МАСЕЛ
Для силовых кабелей в зависимости от напряжения,
конструкции и применения используются различные виды
кабельных масел: КМ-22, С-110, С-220, МН-2, М НК-4 В
(М11-4), Т 3888 и др. Наиболее широкое применение в
настоящее время находят масла марок КМ-22, МНК-4В и
С-220 (табл. 6.3 и 6.4).
Масло КМ-22 (ТУ 38.301029-26-89) производят мето¬
дом очистки масляных дистиллятов с применением селек¬
тивных растворителей. Предназначено для пропитки сило¬
вых, кабелей напряжением 1-35 кВ с бумажной; изоляцией,
не содержит присадок.
186

Таблица 6.3
Основные физико-химические показатели масел КМ-22 и МИК-4 В
Показатель
КМ-22
MITK-4B
Метод испы¬
таний
Кинематическая вязкость, ммфйД
при температуре 100 ЕС
при температурефо
при температуре 20
при температуре 0 не более
22*1
5.7 8.0
0 16
110
ГОСТ 35 2016
Кислотное число,, мг КОНфг, не
более
O.O.'j
0,02
гост 5985-79
Температура, °С:
вспышки в закрытом тигле, не
ниже
застывания, не выше
170
-10
Ш
чш
ГОСТ 4333-2014
ГОСТ 20287-97
Содержание механических приме¬
сей, %
Отсутствие
ГОСТ 6370-83
Содержание сульфирующихся ве¬
ществ, % об., не бодбе
-
10-20
ГОСТ 2706.6-74
Прозрачность
-
Про¬
зрачно
ГОСТ 10121-62
Тангенс угла диэлектрических по¬
терь при 100 Щ, %. не более;
в исходном состоянии
после старения при 100 °С в
течение 300 ч в присутствии
меди
-
0,003
0,35
ГОСТ 6381
Газопоглощенйе в электрическом
поле, мл, не менее
-
0,2
Приложение
8# '
Удельное объемное электрическое
сопротивление при 100 °С и
напряжении не менее 100 В,
Ом-см, не менее
15-1010
ГОСТ 6381
Масло МНК-4В (ТУ 38.401-58-76-93) получают из: па¬
рафинистых нефтей: с использованием гидрокаталитцне-
скиХ. процессов. Содержит присадки, улучшающий Ста¬
бильность при старении с воздействием Электрического
поля (см. табл. 6.3).
187

Таблица 6,4
Основные физико-химические показатели масла С-220
Показатель
Норма
Метод испытания
Вязкость кинематическая, мм’у'с (сСт):
при 100 (... не менее
при то Ч!^(ггне менее
при 2i С, не более
при 0 ®С, не более
11.0
50
800
..ООО
ГОСТ 33*2016
ГСП Т 33-2016
ГОСТ 33-2016
ГСП Т 33-2016
Кислотное число, мг KOI 1 на 1 г мас¬
ла, не болбе
0,02
ГО( Г 3985-79
Вольное 11,. Щ не более
0,001
ГОСТ 1 161 7.1
Содержанию водорастворимых кислот
и щелочей
Отсут¬
ствие
ГО( Г 6307-75
’Содержание механических примесей
-
ГСП Т 6370-83
Содержание воды
-
ГОСТ 1547-84
Температура вспышки, Определяемая в
закрытом 1 in*, Щ %3, не ниже.
180
ГОСТ 6356-52
Температура застывания* *?С, не выше
-30
ГОСТ 20287-91
Коррозионное воздействие на пла¬
стинку, группа
1
ГОрТ 2917-76 и
п. 3:2 настоящего
стандарта
Прозрачность
Про¬
зрачно
По и. 3.3 настояще¬
го стандарта
Электрическая прочность при частоте
50 Гц, MIC м. не менее
21
торт 6.>81 7.) и
п. 1 настоящего
стандарта
Тангенс угла Диэлектрических потерь
при напою ,50 Гц и напряженности
электрического поля 1 Мв:/м;
при 100 (... не боЛее
после старения масла при 120 ЧЙ
в течение 300 ч, не бодре
после: старения в присутствии меди
при 120. 4 С в течение 300 ч., не бо¬
лее
0,002
0,009
0,120
ГОСТ 6581-75
ГОСТ 6581-75
ГОрТ 65.81-75 и
п. 3/5 настоящего
стандарта.
Реакция Насткжова.
Отрица¬
тельная
п. 3.6 настоящего
стандарта
188

Масло С-220 (ГОСТ 8463-76) получают из нафтено¬
парафиновых нефтей с использованием процессов селек¬
тивной: очистки и низкотемпературной депарафинизации.
Оно используется для заполнения маелонаполненных. ка¬
белей высокого давления, не содержит ароматический уг¬
леводородов, что обеспечивает высокие электрические ха¬
рактеристики.
Масло МИ-2 (ВТУ № 474-56) отличается низкой вяз¬
костью и температурой застывания (-52-55 °С), использу¬
ется для маслонаполненных, кабелей, низкого и среднего
давления (1-3 а гм). Дистиллят для получения масла Ml 1-2
очищают серной кисло гой, щелочью и отбеливающей; зем¬
лей.. Млело отличается стабильностью электроизоляцион¬
ных свойств при эксплуатации (табл. 6.5).
Таблица 6.5
Основные, физико-химические показатели масла МН-2
Показатель
Норма
Кинематическая вязкость, мм^Й, при температурё,
не более:
при 20 Ш
37,3
при .>0 более
9,6
при 24 не более
97.5
при .14 Г, не более
2200
Температура, вспышки в закрытом тигле, °С, не
ниже
135:
Температура застывания °С, не выше
-45
Кислотное число, мг КОМ... г. не более
ми
Водорастворимые кислоты и щелочи
Отсутствие
Зола, %, не более
0,00.5
Содержание механических примесей
Отсутствие
Натровая проба, балл, не более
1
Прозрачность при +5 °С
Полная
Примечание. Полная прозрачность из ВТУ
Ш 474-56: масло,,
налитое в стеклянную пробирку диаметром 30-40 мм, при охлаждении
до чЦ Щ должно оставаться прозрачным.
189

Таблица 6.6
Физико-химические показатели кабельного масла Т 3888
Показателя
Норма
Плотность при 15 ОД, ш/ м3, не более
880
Среднее Значение: йоэффициента объемною расширения,
< С) '
0,0007
Кинематическая ни лаки.. мм2/%. не выше:
при температуре 0 48
при температуре 20 ОД7
при температуре .50 ОД
70
Щ
5,39
Температура вспышки в закрытом тигле; ОД, не ниже
135:
Температура потери текучести, не выше
Ш
Кислотное число, мг КОН#! г, не выше
0,03.
Коррозия
Отсутствие
Напряжение пробоя, кВ, не ниже
40
Объемное электрическое сопротивление при 90 ОД, р,.
(Ом-см), не менее
50-1010
Коэффициент диэлектрической диссипации при 90: ОД.
определенный по 1ЕС 60247:1978, не выше
0,0010
В настоящее время проводятся разработки кабельных
масел с использованием: новых типов базовых компо¬
нентов, более очищенных, и гарантирующих стабильность
t.g 5.
Кабельное масло Т 3888, разработанное ОАО «НК
«Роснефть» - Московским заводом «Нефтепродукт», по¬
лученное смешением высокопарафинированных гидроочи¬
щенных масел, имеет высокие Электроизоляционные свой¬
ства, устойчивость к высоким напряжениям, сохраняет
свои Характеристики при нагревании, у которого коэффи¬
циент диэлектрической диссипации при 90 °(.\ определен¬
ный по IEC 60247:1978, равен 0,001 (табл. 6.6).
В европейских странах и с России, проводятся работы
по созданию кабельных масел на высокоочищенных и син¬
тетических основах с показателями тангенса уша диэлек¬
трических потерь лучше, чем у современных на минераль¬
ной основе. Так, в России, были испытаны масла па основе
190

гидрированных олигомеров пропилена (ГОП), у которых
показатель тангенса угла диэлектрических, потерь в четыре
раза меньше, чем у масла С-220.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 6
1.	Т0ХЖ 16.441-78. Кабели .маслонаполненные на переменное
напряжение I Щ ТОО кВ. /I ехничостсие условия».
2.	Привезещев В.А,, Ларина ВЖ, Силовые кабели и высоковольт¬
ные кабельные линии. - М.: Энергия. 1970. - 12.) с.
3.	СТО 56947007-29.2403)5.046-2010. Инструкция по ..эксплуата¬
ции силовых масдонаполненньпЁ кабельных линий напряжением 110—
500 кВ. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС».
4.	Макиешко Г.П., Попов Л.В. Кабельные маслонаполненные Ли¬
нии 110 оОО кВ высокого давления. - М.: ЭнергоатомИздат, 1984. -
104 с.
Ц, Высоковольтные, кабели Brugg Cable. < К >С) •> 11 К! IА ••• (Новый
Европейский Энергетический Альянс). I К*1nepa-ru.com
6.	Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассорти¬
мент и применение. Справочник/'Под ред. В.М. Школьникова. - М,:
Издательскцй: центр Техинформ, 1999. - 596 с,
7.	Кулакова С.В., Крейн Р,В. Нефтяные изоляционные масла. - Л.:
Гобэнергоиздат; 1959, - 144 с/

Глава 7
КОНДЕНСАТОРНЫЕ МАСЛА
7.1. ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ
КОНДЕНСАТОРА
В любом электрическом или радиотехническом обору¬
довании применяются конденсаторы, которые предназна¬
чены для накопления электрического заряда и передачи
его другим элементам: схемы или электросети. В упрощен¬
ном виде устройство конденсатора представляет: собой две
полосы, одна,:ш которых бумага, а другая — алюминиевая
фольга, свернутые в рулон и помещенные в банку с кон¬
денсаторным- маслом. В качестве электрода используется
алюминиевая фольга,, а диэлектрика - бумага, пропитан¬
ная конденсаторным маслом. В зависимости от техниче¬
ских. задач материалом электрода может быть, кроме алю¬
миния, медь, свинец, серебро, цинк, а диэлектриком -
маела, синтетт1ческие пленки, лаки и другие изоляционные
материалы.
Конденсаторная бумага, продолжает оставаться основ¬
ным: типом твердого диэлектрика в производстве силовых
конденсаторов переменного напряжения, а. также играет
значительную роль в производстве конденсаторов посто¬
янного напряжения в электронной технике. Это обуслов¬
лено сочетанием высокой электрической и механической
прочностей бумаги. При пропитке бумажного диэлектрика
конденсаторным маслом повышается его диэлектрическая
проницаемость и электрическая прочность.
В: зависимости от назначения. конструктивных особен¬
ностей и типа диэлектрика промышленность выпускает
следующие типы конденсаторов с бумажной изоляцией;
-	силовые бумажные конденсаторы;
-	конденсаторы связи;
192

-	импульсные бумажно-масляные конденсаторы;
-	электротермические конденсаторы;
-	бумажные радиоконденсаторы;
-	защитные конденсаторы;
-	проходные конденсаторы;
-	телефонные конденсаторы;
-	автомобильные, конденсаторы;
-	металлобумажные конденсаторы.
Основным типом бумажного силового конденсатора яв¬
ляется конденсатор для улучшения коэффициента мощно¬
сти промышленных установок при частоте 50 Гп. Опт си¬
ловые конденсаторы называются тунговыми или косинус¬
ными.
Конденсаторы с бумажной изоляцией, имеют ряд недо¬
статков: большой вес, большую индуктивность и сопро¬
тивление, а также при их эксплуатации происходит обра¬
зование <<Х-воска>>, что приводит, к снижению его диэлек¬
трических. свойств.
Кроме": бумаги используют синтетические неполярные":
пленки, когда показатели бумаги не могут удовлетворять
новым требования по стойкости к нагреву и электрической
прочности при высоких температурах.
Перспективным направлением при производстве кон¬
денсаторов является применение диэлектриков с металли¬
ческим. напылением, керамических диэлектриков, непо¬
лярных пленок и г.д.
Несмотря на развитие прогрессивных технологий, про¬
изводство силовых конденсаторов и конденсаторов быто¬
вого назначения на бумажной основе продолжается.
При; изготовлении конденсаторов с небольшими значе¬
ниями номинальной емкости применяют цилиндрические":
оправки малого диаметра (1.5 3 мм.), которые сохраняют
цилиндрическую форму изделия после снятия о оправки
(рис, 7.1, а).
Для создания мощных конденсаторов используют плос¬
кие прессованные секции (рис. 7.1, б).
В силовых конденсаторах; используют секции. ИЙ блоков
плоских прессованных секций, которые размещают в пря¬
моугольные корпуса, в которых запаяны фарфоровые
изоляторы. Плоские прессованные секции после сборки
пропитаны жидким конденсаторным; маслом и снабжены
193

Рис. 7.1. Поперечное сечение секций бумажных конденсаторов:
(I - цилиндрическая; секция; б - плоская прессованная секция
разрядными резисторами» Эти секции изолированы от
корпуса изоляцией из картона или конденсаторной бумаги.
Мощность этих конденсаторов обычно лежит в пределах
50-200 кВАр (кварта - единица измерения реактивной
мощности конденсатора).
Для изготовления бумажных конденсаторов приме¬
няют специальную конденсаторную бумагу, отличающую¬
ся толщиной, высокой плотностью и малым содержанием
неорганических примесей. Российская бумага выпуска¬
ется трех сортов, отличающаяся по плотности: КОН-1
(1000,0	кг/м3), КОН-2 (1200 кг/м3) и КОН-3
(1300 кг/м3). Толщина конденсаторной бумаги - от 4 до
30 мкм. Использование бумажных лент и ленточных элек¬
тродов из меди, алюминия позволяет полностью автомати¬
зировать процесс изготовления конденсаторов.
Первой операцией в производстве конденсаторов явля¬
ется намотка конденсаторных секций, которая производит¬
ся на специальных намоточных станках.
Сушка и пропитка бумажных конденсаторов являются
наиболее ответственными этапами технологии, от которых
зависит качество готовых конденсаторов. Так как бумага
194

(целлюлоза) имеет множество микропор, в которых со¬
держится влага и воздух, повышающих тангенс угла ди-
эдек три веских потерь и Шзощщыщение, то производи гея
удаление влаги и воздуха при просушке конденсатора в
специальных вакуумных печах при температуре 70-80 °С.
В зависимости от типа конденсатора, бумаги, вакуума и
типа, жидкого диэлектрика время сушки может составлять
до 12 ч.
Название Усилрвые конденсаторы» .произошло ОТ при¬
нятых в Европе названий: Power capacitors, Leistungkon-
densatoren. Их относят к конденсаторам, предназначенным
для улучшения коэффициента мощности или регулирова¬
ния напряжения, а также они .имеют название — ш\ н гоныс
или косинусные. Например, косинусный силовой конден¬
сатор типа КйПЗ-6,3-150-ЗУ2 (ри& 7.2) предназначен для
повышения коэффициента мощности электроустановок пе¬
ременного тока частотой 50 Гц, а также для комплектации
конденсаторных установок высокого напряжения и бата¬
рей статических конденсаторов.
Изоляция конденсатора пропитана диэлектрической
жидкостью (конденсаторным маслом) и снабжена разряд¬
ными резисторами. Конденсатор работает при номиналь¬
ном напряжении 6,3 кВ, мощность составляет 150 к В Ар.
емкость - 6,02 м?;Ф.
Рис. 7.2. Силовой ко¬
синусный конденсатор
КЭПЗ-6,3-150-ЗУ2
19S

7.2. НАЗНАЧЕНИЕ И ТРЕБОВАНИЯ
К КОНДЕНСАТОРНЫМ МАСЛАМ
Конденсаторные масла предназначены для улучшения
Электрической прочности, тангенса угла диэлектрических
потерь электроизоляционных материалов (картон, бумага,
дерево и др.). Конденсаторные масла имеют низкую вяз¬
кость и хорошо заполняют различные пустоты в твердой
Изоляции.
Конденсаторные масла должны удовлетворять требова¬
ниям, предъявляемым', к электроизоляционным материа¬
лам;
-	обладать хорошими диэлектрическими свойствами
(тангенсом угла диэлектрических потерь, электрической
прочностью);
-	высокой устойчивостью к воздействию ионизирован¬
ного Электрическим полем'газа (газостойкостью);
-	стабильностью электрофизических показ,а гелей при
нагревании;
-	по содержанию ароматических, углеводородов.
На начальном этапе производства конденсаторов широ¬
ко использовалось касторовое масло, которое не могло
полностью обеспечить полного отсутствия газонасыщения
и достигнуть заданных Значений, тангенса, угла диэлектри¬
ческих потерь электроизоляционных материалов. Поэтому
началось широкое использование жидких диэлектриков на
нефтяной . основе.
Конденсаторное масло, как жидкий диэлектрик рабо¬
тает В условиях ВЫСОКОГО: электрического поля. Действие
электрического поля, особенно переменного, приводит
к разложению углеводородного -сырья под действием
ионизации масла, которое содержится в порах бумажной
изоляции и прослойках.. При этом обрадуется водород, ко¬
торый превращается в твердый нерастворимый продукт,
называемый <<Х-воск>>.
2СяН2н+2 “ Н2 + С2пН4га+2.
t t t
Жидкость - Газ + Твердое вещество
196

Выделение газа усиливает ионизацию образования
«Х-воска», что ведет к появлению пустот в бумаге и сни¬
жению ее диэлектрических свойств.
Нефтяные масла с повышенным содержанием аромати¬
ческих углеводородов (ароматики) имеют меньшую склон¬
ность к выделению газов (в основном водорода) под дей¬
ствием электрических: разрядов и большую способность
к. их поглощению. Такие масла условно называются газо¬
стойкими.. Масла, с небольшим содержанием ароматиче¬
ских углеводородов выделяют газ уже после непродолжи¬
тельного воздействия электрических разрядов. Их .условно
называют негазостойкими. Однако не все ароматические
углеводороды одинаково влияют на газостойкость нефтя¬
ного масла. Наибольшее влияние на газостойкость оказы¬
вают средние ароматические углеводороды. Легкие и тя¬
желые ароматические углеводороды оказывают существен¬
но меньшее влияние. Полное удаление ароматических
углеводородов помимо снижения гмзостонкоеги масла, при¬
водит также; к снижению стойкости масла против окисле¬
ния (особенно при повышенных температурах) и катали¬
тического воздействия металлов и света. Ароматические
углеводороды, особецно полициклические^ из-за высокой
гигроскопичности ухудшают тангенс утла диэлектриче¬
ских потерь масла- Для получения оптимальных электро¬
изоляционных свойств конденсаторное .масло нс должно
содержать средних ароматических углеводородов более
15 мае. (табл. 7.1).
Таблица 7.1
Усредненный структурно-групповой состав
конденсаторного масла
Структурно-групповой состав, %
(. одержание. % мае.
Нафтеновые углеводороды
69
Ароматические: у г лев одор оды:
легкие
5,0
средние
14
тяжелые
11
Смолы
1
197

Таблица 7.2
Физико-химические показатели конденсаторного масла
Показатель,
Конденсаторное масло
серно¬
кислотной
очистки
фенольной
очистки
Плотность при 20 ЭД)
-
860-8Щ
Кинематическая вязкость, не более:
при 20 °С
при: 50 -С
т
12,0
30
9,0
Кислотное число, мг КОН/ г масла, не бо¬
лее
0,02
0,02
Показатель преломления щ , не более.
-
1,4790
Зольность, %, йе более
■Отсутствие
0,00.5
Температура вспышки, определяемая в за¬
крытом тигле, °0, не ниже,
135
150
Температура застывания; Чс, не ниже
-12
-45
Содержание:
водорастворимых кислот и щелочей
содержание фенола
серы
Отсутствие
Отсутствие:
0,7-0,8
Российские конденсаторные масла производят по ГОСТ
577.5-35:
-	из малосернистых; бесгтарафинистых нефтей методом
кислотно-щелочной очистки;
-	из восточных сернистых нефтей с использованием,
фенольной: очистки,- благодаря которой обеспечивается
повышенная газостойкость конденсаторного масла, а до¬
полнительная доочистка отбеливающей землей придает
хорошие диэлектрические свойства. В состав конденса¬
торного масла вводят анпюкислнтельную присадку типа
ионол.
Конденсаторные масла по ГОСТ .177.") 8л удовлетворяют
требованиям международным стандарта М.ЭК 60296:2003
(табл. 7.2).
198

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 7
1.	Рейке В.Т, Электрические конденсаторы, f-e над. Л.. 1969. -
602 с.
2.	Mrpi-i/.ioi; />‘. 11. Основы конденсаторостроения:- Учебное посо¬
бие. - Томск: Изд. ТТ1У, 2001. - 121 с.
Ц /itji паи Б.П. Справочник химика. Том 6, 2-е изд. перераб( и
доп. - М: Химия, 1967. - 506 с.
4. .ГОСТ :!//.) $5. Масло кондак a jopnoc. Технические,усарвия.
8* ТшлмвЩ смазочные материалы, технические жидкости. .Ассорти¬
мент и применение-* «Справочник/1йщ. ред. В.М. Школьникова. - МА
Издательский центр <?Техинформ% 4999. — 596 с,
6. Кулакова ('.. Крейн Р.В. Нефтяные изоляционные масйа. - Л.:
Гр.езнергоиздат, 1959. -	с,,.

ПРИЛОЖЕНИЕ
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ И АНАЛИЗОВ
ЭЛЕКТРОИЗОЛЯЦИОННЫХ МАСЕЛ
Основные стандарты по маркировке,, отбору проб, испытаниям и
анализам трансформаторного масла
ТР ТС O3Q/S012
от 20.07.2012
№ 59
Технический" регламент таможенного союза fO тре¬
бованиях к смазочным материалам, маслам и специ¬
альным жидкостям!*
ГОСТ Р 54331¬
2011 (МЭК
60296:2003)
Жидкости для применения в электротехнике. Неис¬
пользованные нефтяные изоляционные масла для:
трансформаторов и выключателей. Технические
условия
ГО( Г 11677-85
Трансформаторы силовые. Общие технические усло¬
вия
ГО( Г Р 52719¬
2007
Трансформаторы силовые. Общие технические усло¬
вия
МЭК (IEC)
60296
Fluids lor electrotechnical applications - Unused mi¬
neral insulating oils for transformers and switchgear
ASTM 1 ).'! 187
Standard Specification, for Mineral Insulating Oil Used in
Electrical Apparatus
ГОСТ 6433.5-84
Диэлектрики жидкие. Отбор проб
ГО( 1 Р МЭК
6047522013
(МЭК 6047У
2011)
Жидкости изоляционные. Отбор проб
МЭК 60475
(1974),. (IEC
60475 (1974))
Диэлектрики жидкие. Метод отбора проб.
Method of sampling liquid dielectrics
ГОСТ 6581-75
Материалы электроизоляционные жцдкие. Методы
электрических испытаний
200

Про должен иё' при л.
ГОСТ Р мэк
60247-2013
(МЭК 60247¬
2004)
Жидкости изоляционные. Определение относитель¬
ной диэлектрической проницаемости, тангенса угла
диэлектрических потерь (tg 5) и удельного сопро¬
тивления при постоянном токе
ГОСТ Р МЭК
61620-2013
Жидкости изоляционные. Определение тангенса угла
диэлектрических потерь измерением электрической
проводимости и емкости
Щ ЖМ--
51.300-97
Объем и нормы испытаний электрооборудования
ГОСТ 33-2 000
U ГСО З ИМ 90
Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жид¬
кости. Определение кинематической вязкости и рас¬
чет динамической вязкости
ГОСТ §3708¬
.2009
Нефтепродукты. Жидкости прозрачные и непро¬
зрачные. Определение кинематической вязкости и
расчет динамической вязкости
ГОСТ 33-2016
Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жид¬
кости. Определение кинематической вязкости и рас¬
чет динамической вязкости.
Вводится с 01.07.2018 взамен ГОСТ 33-2000 <ИСО
34 04-94). действие; которого прекращается, (Приказ
Госстандарта ОТ 27.04.2017; № 336-с.т)
МЭК 61868
(1998) (IEC
61868 (1998»
Масла нефтяные изоляционные. Определение кине¬
матической вязкости при очень низких температурах.
Mineral insulating oils. Determination of kinematic
viscoSity. at-very low temperatures.
ГОСТ 390Й-85:
Нефть и нефтепродукты. Методы определения плот¬
ности
ГОСТ Р ИСО
367.) 2007
Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лаборатор¬
ный метод определения плотности с использованием
ареометра
.\ST.M 1>10)2 09
Стандартный метод определения ii.ioihucju и относи¬
тельной плотности с применением цифрового плот¬
номера. Standard test method for density* relathe
deii'ijy. and API gravity of liquids by digital density
meter
Г'ОСТ 3985-79
Нефтепродукты. Метод определения кислотности и
кисло 1 нот числа (с изменениями .V- 1, 2)
ГОСТ Р МЭК
62021-1-2013
Жидкости изоляционные. Определение кислотности.
Часть 1 Метод автоматического потенциометриче¬
ского титрования
201

Про должен иё' при л.
ГОСТ 32328¬
2013
Нефтепродукты и смазочные материалы. Определе¬
ние кислотного и щелочного чисел титрованием с
цбетным индикалором
ГОСТ 11362-96
Нефтепродукты и смазочные материалы. Число
нейтрализации. Метод потенциометрического титро¬
вания
IEC 62021-1
(2003)
Insulating liquids - Determination of acidity - Part lj
Automatic, potentjometrie titration
аЗШ:
D664:09a
Стандартный метод определения кислотного числа:
потенциометрическим титрованием:. Test method for.
acid number of petroleum products; by potentiometrie
titration
Г(Н Г 292::).:. 9i
Нефтепродукты и смазочные материалы. Определе¬
ние числа нейтрализации методом цветного индика¬
торного титрования
ГОСТ ИСО
6619-201Ж
Нефтепродукты и смазки. Число нейтрализации.
Метрд потенциометрического титрования
ГОСТ 63.56-75
Нефтепродукты. Метод определения температуры
вспышки в закрытом тигле
ГОСТ Р ЕН
ИСО 2719-2008
Нефтепродукты, Методы определения температуры
вспышки в закрытом титле Пенски - Мартенса.
ГОСТ ИСО
2719-2013
Нефтепродукты. Методы определения температуры
вспышки в закрытом тигле Пенски - Мартенса
ГОСТ 4333¬
201:4 (ISO
2392:2000)
Нефтепродукты. Методы определения температур
вспышки и воспламенения в открытом тигле
■ГОСТ 4333-37
или ISO
2392:2000
Нефтепродукты. Методы определения температур
вспышки и воспламенения в открытом тигле
AST®: 092-18
Standard test method for flash and fire points by
Cleveland open cup tester
astm т..оо
Нефтепродукты. Стандартный метод определения
цвета по АСТМ (цветовая шкала, АСТМ). Standard
test method for ASTM mini: of petroleum products
( ASTM col or seal e)
Г( К Г 202,S1 7 1
Нефтепродукты. Метод определения цвета на кило
риметре 11.1 ГГ
202

Про должен иё' при л.
ГОШ IH'O
4407-2006
Чистота промышленная. Определение загрязненно¬
сти жидкости методом счета частиц с помощью опти¬
ческого микроскопа
Г(Н Г 17216¬
2001
Промышленная чистота. Классы чистоты жидкостей
ГОСТ 32393¬
2013
Нефтепродукты. Определение температуры застыва¬
ния методом вращения
МЭК 60076-2
(2011)
Трансформаторы силовые. Касть 2. Повышение тем¬
пературы для маслозаполненных трансформаторов
(ТЕС 60076-2
(2011»
(Power transformers - Part 2: Temperature rise for
liquid-immersed transformers)
Л5Т.М D97-09
Стандартный: метод определения температуры теку¬
чести нефтепродуктов, Standard method for pour poin
to petroleum product®
ISO 3016:1994
Нефтепродукты. Определение температуры текуче¬
сти. Determination of pour point petroleum products
ГОСТ 19296 73
Нефть и нефтепродукты. Фотоэлектроколориметри¬
ческий метод определения натровой пробы
ГОСТ Р 55413¬
2013
Масла нефтяные изоляционные. Определение меж
фазною натяжения масло - вода методом Кольца
4STM097I 12
Стандартный метод испытаний для определения меж¬
фазного натяжения масло - вода методом; кольца.
Standard test method for interfacial tension of oil.
against water by thering method
ГОСТ 7822-75
Масла нефтяные. Метод определения содержания
растворенной воды
ГОСТ 1547-84
Масла и смазки. Метод определения наличия воды
МЭК 60814
(1997)
Жидкости изоляционные. Бумага и картон, пропи¬
танные Маслом. Определение содержания воды мето¬
дом автоматического куланометрического титрования
Карла Фишера
ГОСТ Р МЭК
60814-2013
Жидкости Изоляционные. Бумага и прессованный
картон, пропитанные маслом. Определение содержа¬
ния воды автоматическим кулонометрическим титро¬
ванием по Карлу Фишеру
ТШ 6081.4
(1997)
Insulating liquids - Oil-impregnated paper and press-
board - Determination of water by automati< cotilo
metric Karl Fischer titration
203

Про должен иё' при л.
ГОСТ 24614-81
Жидкости и газы, не взаимодействующие с реакти¬
вом Карла Фишера. Кулонометрический метод пире
деления воды
МЭК 60156
(199#
Диэлектрики жидкие. Определение пробивного
напряжения при промышленной частоте. Метод; ис¬
пытания
ИКС 6ii|.)6
(19953)
(fiisulating liquids - Determination of the breakdown
voltage at power frequency - J.csi methods)
МЭК 60247
(2004)
Диэлектрики жидкие;. Измерение относительной ди¬
электрической проницаемости, тангенса угла, диэлек¬
трических потерь и удельного сопротивления (при
постоянном: токе)
1 КС. 60217
(2004)
Insulating liquids - Measurement of relative permitti¬
vity, dielectric dissipation factor (tan ) and d.e, resi¬
stivity
МЭК 61620
(1998)
Диэлектрики жидкие. Определение коэффициента
диэлектрических потерь путем Измерения проводи¬
мости и емкости. Йетод испытания
IEC 61620
(1998)
Insulating liquids - Determination of the dielectric
dissipation factor by measurement of the conductance
and capacitance - Test method
ASTM D924-08
Стандартный^ метод определения тангенса угла ли
электрических потерь и относительной проницаемо¬
сти (Диэлектрической, постоянной) электроизоляци¬
онных жидкостей. Standard test method for dissipa¬
tion factor (or power factor) and relative permittivity:
(dielectric constant) of electrical Insulating liquids
ASTM D971-
99а (2004)
Стандартный метод испытания Для определения по¬
верхностного натяжения на границе вода. - масло
методом кольца. Standard test method for interfacial
tension of oil against: water by the ring method
ГОСТ Р 554137
.2013
Масла нефтяные изоляционные. Определение меж¬
фазного натяжения масло - вода методом кольца
Г(Н Г 19121-73
Нефтепродукты. Метод определения содержания
серы сжиганием в лампе
ГОСТ 32403¬
2013
ШШШШШШШВШЬ 1>ир<'Деление содержании серы
(ламповый метод)
ГОСТ Р ЕН
НС О 14596¬
2008
Нефтепродукты. Определение содержания серы ме¬
тодом рентгенофлуоресцентной спектрометрии с Дис¬
персией по длине волны
204

Про должен иё' при л.
ГОСТ Р 51947¬
2002
Нефть и нефтепродукты, Определение серы: мел атом
энергодисперсионной рентгенофлуоресценшой спек¬
трометрии
ГСП 1 Р 53203
2008
Нефтепродукты. Определение серы методом рентге¬
нофлуоресцентной спектрометрии С дисперсией по
длине волны
IP 373
Определение содержания серы в легких и средних
дистиллятах мемдом окислительной микрокудрно-
метрии. Determination Of the sulphur content: of light
and middle distillates. Oxidative nштос on Ion iei ry
вятм
Нефтепродукты. Определение содержания серы рен¬
тгеновской флуоресцентной спектрометрией с .дис¬
персией: по энергии. Petroleum Products. — Determina¬
tion of Sulfur Content b\ Energy dKpersiyg X-ray
Fluorescence Spectrometry
din .
Обнаружение коррозионной серы в изоляционных ма¬
слах методом: серебряной пластинки. Testing of insu¬
lating oils detection of corrosive sulfur silver strip test
ASTM:D1275-06
Стандартный метод испытания коррозионной серы в
электроизоляционных масЛаХ. Standard &№ method
for corrosive sulfur in electrical insulating oils
гое г р мак
60666-2013
Масла изоляционные нефтяные. Обнаружение и
определение установленных присадок
ASTM:D2668-07
Стандартный метод: определения 2,6-ди-трет-бутил-и-
ь:резола, 2.6 ди ipe i-бу ш.тфено.та в электроизоляци¬
онном масле с помощью измерения поглощения в
инфракрасной области спектра. Standard test method
for 2,6-di-tert-butil-p-eresol and 2,6-di-tert-butil phe¬
nol in electrical insulating oil by infrared absorption
гост р мак
60666
Method for 2.6-di-tert-butil-p-crespl and 2,6-di-tert-
butil phenol in electrical insulating oil by infrared
absorption
мак 60666
(2010) (1IX'
60666 (2010»
Присадки специальные антиокислительные в изоля¬
ционных маслах. Обнаружение и определение. IV
tectionand determination of specified antioxidant addi¬
tives iriinsulating oils
ГОСТ 981-75
Масла нефтяные. Метод определения стабильности
против окисления
ГОСТ ИСО
4263-1-2013
Нефть и нефтепродукты. Определение характери¬
стик Старения ингибированных масел и жидкостей.
Метод TOST. Часть 1. Нефтяные масла
205

Про должен иё' при л.
ГОШ Р м.эк
61125-2013
СМЭК 61Ш-
1992)
Жидкое ги изоляционные неиспользованные на осно¬
ве-углеводородов. Методы определения стойкости щ
Окислению
;шр 6112|:1992
GJiUsed hydrocarbon-based ipsulating liquids. Test
methods for: evaluating the oxidation stability
МЭК 60628
ЯШ
Газообразование изоляционных жидкостей под дей¬
ствием электрической напряженности и ионизации
pgi 60628
(1983);
Gassing of .insulating liquids under electrical stress and
ionization
IP 346
Определение полициклических ароматических ве¬
ществ в базовых маслах и нефтяных: фракциях. не
содержащих асфальтенов. Метод показателя прелом
ления экстрактов диметилсульфоксидом. Determina¬
tion of polycyclic aromatics in lubricating base oils and
asphaltene free petroleum fractions - Dimethyl mi Ip
hoxide extraction refractive method
МЭК 61619
(1997)
Изоляционные жидкости. Загрязнение полихлориро¬
ванными бифенилами. Метод: определения щ по¬
мощью газовой хроматографии на капиллярных ко¬
лонках
IEC 61619
(1997)
Insulating liquids - Contamination by polychlorinated
biphenils (PG.Bs). Method of determination by capil¬
lary1 column gas chromatography
ГОСТ Р МЭК
61619-2013
Жидкости изоляционные.. Определение загрязнения
полихлорированными бифенилами (РСВ) методом
капиллярной газовой хроматографии на капиллярной
колонке
ГООТ EN
12766-1-2014
Нефтепродукты и отработанные масла. Определение
полихлорированных бифенилов (РСВ) и родствен¬
ных соединений. Часть 1. Разделение и определение
выделенных родственных РСВ методом газовой хро¬
матографии (GC) с использованием длектроноза-
хватного детектора (КС1>)
ГОСТ EN
12766-3-2014
Нефтепродукты и отработанные масла- Определение
полихлорированных бифенилов (РСВ) и родствен¬
ных соединений. Часть Ц Определение и вычисление
Содержания полихлорированных- терфенилов (ЙОТ)
и полихлорированных бензилтрлуолов (14 ВТ) мето¬
дом газовой хроматографии (GC) с использованием
электронозахватнрго детбцтара (ГСП)
206

Продолжений при л.
МЭК 61198
(1993)
Нефтяные изоляционные масла. Методы определе¬
ния 2-фурфурола и родственных химических соеди¬
нений.
ЩЕ 61198
(199#)
(Mineral insulating ail - Method for the determination
of 2 furfural and related compo'iihds)
ГОСТ Р МЭК
61198-2013
Масла изоляционные нефтяные. Методы определе¬
ния 2 ф\рфурола и родственных соединений
ГО( У Р 54Й31
2011 £МЭК
60296:2003)
Жидкости для применения в электротехнике. Неис¬
пользованные нефтяные изоляционные масла для
трансформаторов и выключателей. Технические
условия
ГО( Г Р МЭК
60156-2013
(МЭК 60156
9.1.)
Жидкости изоляционные. Определение напряжения
пробоя на промышленной чистоте
ГО(1 28640-90
(МЭК .90 77)
Масла минеральные электроизоляционные.
Метод определения ароматических, углеводородов
ГОСТ 18995,2¬
73
Продукты химические жидкие. Метод определения
показателя преломления
гощу Р МЭК
60628-20.13
(МЭК 60628¬
1985)
Жидкости изоляционные. Определение газостойко¬
сти под действием электрического напряжения и
ионизации
ГОЩУ 4212¬
2016
Реактивы. Методы приготовления растворов для
колориметрического и нефелометрического анализа
Основные стандарты организации, руководящие документы и ТУ по
маркам, отбору проб, испытаниям и анализам трансформаторного
масла
РД эо
1.1.2.01,0444-2009
Методические указания по аксплуа пиши, органи¬
зации и проведению испытаний трансформаторных:
и турбинных масел на атомных станциях (ОАО
«Концерн Росэнергоатом*)
СТО 70238424.27.
100.052-2013
Энергетические масла и маслОхОзяйбтва электриче¬
ских станций: и сетей. Условия Поставки. Нормы и
требования (НП ИНВЭЛ)
СТО 70238424.27,
100.033-2013
Энергетические масла и маслохозяйства Электриче¬
ских станций и сетей;. < >рганизания эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования
(НИ ИМ Г.ЭТ)
207

Про должен иё' при л.
СТО 3-2014
Ги. ip-. ),.».1ск 1 |:ч к 1 ;< н Ш1И. Энергетические масла и
маслохозЯЙства. Организации эксплуатации и тех¬
нического. обслуживания. Нормы и требования
(ИИ «Гидроэнергетика России»)
С ГО лСО I70U7
29.180.01.116
2012
Инструкция по эксплуатации трансформаторов
(ОАО - ОН К КЖ ,-)
ВВД 7i.i2.l8 l21.29'.
180.003-2009
Трансформаторы силовые масляные общего назна¬
чения. Общие технические условия на капиталь¬
ный ремонт. Нормы и требования (ОАО «ФСК
ЕЭС»)
СТО 70238424.29,
180.002-2011
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы) и
реакторы. Организация .эксплуатации и техниче¬
ского обслуживания. Нормы и требования (ОАО
«ФСК ЕЭС»)
СТО 34.01-23.1¬
001-2017
Объем и нормы испытаний электрооборудования
ФУ 38.1011025 S3
(с изм. 1 . >)
Масло трансформаторное гидрокрекинга ГК
ТУ 38,401-58¬
177-99 < (• и.::.м.
Масло трансформаторное ВГ
ТУ 38.401-58¬
49-92
Масло трансформаторное ТКп
ТМ 38.40:1-38¬
107-97
Масло трансформаторное Г loOUv
ТУ 38.401927-92
Млело трансформаторное МВТ
Г(Н 1' 10121-76
(с изм. 1-7)
Млело трансформаторное селективной очистки.
Технические условия
IM 31,13.10.; 89
(СО 153¬
31.13. НИ 88)
Методические указания по эксплуатации
трансформаторных масел
Ж 3 i. i3.2i.il 88
(СО 1.1.3
31.13.2i.ll 88)
Типовая инструкция по контролю качества и при¬
менению импортных трансформаторных масел
РД 34.46.501-88
(со 133-
ЗЙ'М 6,50.1)
Инструкция по эксплуатации трансформаторов
208

Про должен иё' при л.
РД 34.46.303-98
(СО 34.46.303-98)
Методические указания пд: подготовке и проведе¬
нию Хроматографического анализа газов, раство¬
ренных в масле силовых трансформаторов
1’Д 3i.:)l..!0l 91
Методические рекомендации по применению в
энергосистемах тонкослойной хроматографии для
оценки остаточного ресурса твердой изоляции по
наличию фурановых соединений в трансформатор¬
ном масле
Р;Д 3443407^95
(СО 34.43.107¬
95)
Методические указания по определению содержа¬
ния воды и воздуха в трансформаторном масле
РД 34.43.202.
(СО 15:3¬
34.43.202)
Масла трансформаторные. Методика определения
содержания механических примесей
РД 34.43.205-95
(СО 34.43:205¬
95)
Масла нефтяные трансформаторные. Экспресс¬
метод определения поверхностного натяжения ма¬
сел на границе с водой
РД 34 43.206-94
(йЬ 3443.206¬
94)
Методика количественною химического анализа.
(Определение содержания производный фурана в
электроизоляционных маслах методом жидкостной
Хроматографии
РД 34 43(208-95
(СО 34,43.208
95.)
Методика количественною Химического анализа.
Определение содержания присадок в Энергетиче
ских: маслах методом высокоэффективной жид¬
костной хроматографии
СТО 56947007¬
29,180.010.007¬
2008
Методические; указания по определению содержа¬
ния кислорода И азота в трансформаторных маслах
методом газовой хроматографии (ОАО «ФСК
НК",.)
СТО ;-56947007-
29.180:010.008
2008
Методические указания ио определению Содержа¬
ния ианола в трансформаторных маслах методом
газовой хроматографии (ОАО «ФСК ЩН'•>>
СТО- 56947007¬
29.180:010.009
2008
Методические указания по. определению содержа¬
ния фурановых производных в трансформаторных
маслах методом газовой хроматографии (ОАО
«ФСКШЭС^)
СТО= 36947007¬
29.180.010.070
2011
Методические указания по определению поверх¬
ностного натяжения трансформаторных масел, на
границе с водой методом отрыва., кольца (ОАО
•м!Н'К НАС,»)
209

Продолжение при л.
СТО;8б947007-
.29> 180.010.094¬
2011
N1 «и одические указания по. определению содержа¬
ния газов, растворенных в трансформаторном мае
Ж (ОАО «ФСК ЕЭС»)
ЗДЩ ЕЛО МУ
(Приказ 1’Л<)
России*
497 от
07.08.2007 г.)
Методические: указания по определению оптиче¬
ской мутности трансформаторного масла герметич¬
ных вводов ПО. кВ и выше силовых трансформа¬
торов и втунтирующих реакторов
-
Мелодика выполнения измерений Массовой доли
производных фурана: 5-гидрокеиметил-фурфуро-
ла фурфурола, 2-ацетилфурана, >if- метилфурфуро¬
ла, и ингибитора окисления Агидол-1 (ионмл)
в образцах: минеральных энергетических электро¬
изоляционных масел .методом ВЭЖХ. Свидетель¬
ство об аттестации № 34-08 От 04.03.2008, номер
в Федеральном реестре методик измерений -
ФР.1.31.2008.04631
Методика выполнения измерений массовой доли
присадки Агидол-1 (2,6-дибутилпаракрезол) в Об¬
разцах минеральных энергетических масел.
Свидетельство об ^аттестации № 76-09 от 17.11.2009
М КХД КМ 01 12 «Методика: количественного хро¬
матографического анализа. Определение содержа¬
ния фурановых производных и присадки ионод
в трансформаторных маслах методом газожидкост¬
ной хроматографии». Свидетельство об аттестации
302/2Й2-(01,00250-2008)-2012 от 06.os.20i 2, номер
в Федеральном реестре методик измерений -
ФР.1.31.2015.21310
М-01-2014 «Методика измерений объемной доли
воДорода и оксида углерода, растворенных в тран¬
сформаторном масле, хроматографическим мою
домУ, Свидетельство об аттестации. А 544/А242--
(01.002.10) 201 1 от 10.07.2014, номер в Федераль¬
ном реестре Методик измерений -
ФР.1.31.2UH.18733
МКХА КН 02-13 Метбдика колггчественного хро¬
ма тографичеекого анализа газов, растворенных в
1 рансфмрма трном масле. и опр'еДеленйИ: о.’чнего
габосодержания дегазированного масла:. Свидетель¬
ство об аттестации № 434/242-(01.00250-2008)-
2013 о| 21 08.2013. номер в Федеральном реестре
методик измерений - ФР.1.31.2013.16658
210

Про должен иё' при л.
Методика измерений объемной доли газов, раство¬
ренных в трансформаторном масле хроматографи¬
ческим методом. Свидетельство об аттестации
lit 015.02.00280-2009.2011 т 17.05.2011, номер
в Федеральном реестре методик измерений -
ФР. 1 ..11.2011.1 Oh 1.1
2 12, 1 15 «Методика измерений объемной (моляр¬
ной) .юли газов, гадорастворенных в трансформа¬
торных маслах Хроматографическим метилом,,.
Свидетельство об аттестации № 23N ' 212
(01.00250 2008:> 2011 от 08.12.2011, номер в
Федеральном реестре методик измерений -
ФР. 1 ..II .2012.12.10.)
Методика выполнения измерений массовой доли
полихлорированных бифенилов и полихлориро¬
ванных терфенилов в минеральных и синтетиче7
ских- маслах, нефтепродуктах и отходах Методом
капиллярной газовой хроматографии. Свидетель¬
ство об аттестации № 222.017Ц/01.0025&/2012 от
20.07.2012, ноМер в Федеральном реестре методик
измерений - ФР.1.31.2012.13568

ОБ АВТОРАХ
Татур Игорь Рафаилович окончил в 1979 г. МИНХ и
ГП имени И.М. Губкина. Доцент, кандидат технических
наук.
В 1982 г. защитил кандидатскую диссертацию по теме
«Совершенствование процессов выделения твердых угле¬
водородов нефти с применением ПАВ и электрических по¬
лей».
Работает на кафедре химии и технологии смазочных
материалов и химмотологии РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина.
Автор 3 учебников, 1 монографии, 120 статей, 27 автор¬
ских свидетельств и патентов. Подготовил 1 кандидата
наук.
Область профессиональных интересов: производство и
применение смазочных материалов, антикоррозионные ма¬
териалы на нефтяной основе.
Лауреат премии имени академика И.М. Губкина.
212

Митин Игорь Васильевич окончил в 1965 г. Новочер¬
касский политехнический институт по специальности
«Двигатели внутреннего сгорания». Кандидат технических
наук.
Начал свою деятельность в 1966 г. на Коломенском
тепловозостроительном заводе в бюро испытаний двигате¬
лей инженером-испытателем. С 1971 по 1991 гг. работал
на Рязанском опытном заводе ВНИИ ИН; с 1991 по
2005 гг. - на Рязанском нефтеперерабатывающем заводе,
с 2005 по 2016 гг. - в ООО «ТНК смазочные материалы».
С 2016 г. по настоящее время работает в АО «Газпром¬
нефть Московский завод смазочных материалов» советни¬
ком генерального директора, руководителем направления
повышения эффективности производства.
Область профессиональных интересов: разработка пер¬
спективных смазочных материалов, испытание и постанов¬
ка на производство новой продукции.
Входил в состав Рабочей группы научной экспертизы
(РГНЭ) Межведомственной комиссии по ГСМ (МВК) по
маслам для автотракторной и бронетанковой техники.
Автор 44 научных работ, из них 10 патентов.

Спиркин Владимир Григорьевич окончил Военную ра¬
кетную академию имени Петра Великого в 1959 г. Доктор
технических наук, профессор кафедры химии и техноло¬
гии смазочных материалов и химмотологии РГУ нефти и
газа (НИУ) имени И.М. Губкина, академик Международ¬
ной академии наук по экологической безопасности.
Работал на Байконуре, зав. лабораторией топлив и ма¬
сел Института гражданской авиации, зав. кафедрой хими¬
ческой технологии университета (г. Тверь).
Область научных интересов: химмотология - производ¬
ство и применение топлив и смазочных материалов.
Автор более 450 научных статей, 13 монографий и
учебников, более 30 патентов. Подготовил 14 кандидатов
наук.
Награжден медалью «За доблестный труд», званием
«Почетный нефтехимик».
Лауреат премии имени академика И.М. Губкина.

Шуварин Дмитрий Викторович окончил МИНХ и ГП
имени И.М. Губкина в 1985 г. по специальности «Техно¬
логия переработки нефти и газа».
С 1985 по 2017 гг. работал в должности старшего бри¬
гадного инженера по наладке оборудования электрических
станций и сетей ОАО «Фирма ОРГРЭС» (ПО «Со-
юзтехэнерго»). С 2017 г. по настоящее время работает в
ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ» научным сотрудником кафед¬
ры теоретических основ теплотехники, главный специа¬
лист Центра компетенций по смазочным материалам
ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».
Область профессиональных интересов: производство и
применение энергетических масел.
Один из авторов основных документов по эксплуатации
энергетических масел в масляных хозяйствах на ТЭС,
ГРЭС и АЭС.
Входил в состав Рабочей группы научной экспертизы
по допуску к производству и применению трансформатор¬
ных, турбинных и компрессорных масел Межведомствен¬
ной комиссии РФ.
Автор 23 публикаций в периодических изданиях и 4 па¬
тентов.
Заслуженный работник ЕЭС России и Ветеран труда
ОАО «Фирма ОРГРЭС».
215

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 	.......	|
ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ	 |
ГЛАВА 1. ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕК¬
ТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ	 11
1.1.	Силовые трансформаторы	 11
1.1.1 .'Основные виды трансформаторов	 11
1.1.2,	Устройство, основные элементы и принцип работы
трансформаторов 	 13
1.1.3,	Масляная система трансформаторов	 16
1.2.	Высоковольтные выключатели	 17
1.3.	Назначение, основные: элементы и принцип работы луг..и а
сящих реакторов	 19
Список штёра?пуры рмщв!ё 1	 21
ГЛАВА 2. НАЗНАЧЕНИЕ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПО¬
КАЗАТЕЛИ И ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРНЫМ
МАСЛАМ	 22
2.1.	Назначение трансформаторных масел и основные физико¬
химические показатели		           22
2.2уТребования и классификация трансформаторных масел		29
2.3.	Методы определения физико-химических и эксплуатацион¬
ных свойств трансформаторных масел ,				 -40
2.3.1.	Кинематическая вязкость 	  40.
2.3.2.	Температура застывания	 42
2 ,313, Температура вспышки,	 42
2.3.4,	Напряжение пробоя	 42
2,315, Плотность	 44
2.3.6.	Тангенс угла диэлектрических потерь (DDF) 	 44
2.1.7.	Кислотное число		  46
2.3.8.	Сера		     47
2.3.9.	Антиокйслительные присадки...			  49
2.3.10.	2-фурфурол ,,,	 49
2.3.11.	Вода... ‘	щЩ
2.3.12.	Полихлорированные	бифенилы	 ;>.'!
2.3.13.	Газбстойкость	  ЩI
2.3.14;. Стабильность против	Окисления	 56
216

.2,3 ,i55 Корродирующее действие 		 60
2X16. Механические примеси	 61
2.3.17.	Цвет	 63
2.3.18.	ЫЬверхНбстное натяжение на границе раздела фаз
«вода - мас ло » 				,	 66
Описок штёратурыргливёЗ 				 68
ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА И СОСТАВ
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ	 70
3.1.	Технология производства трансформаторных масел: ,	   70
3.2.	Присадки для трансформаторных	73)
3.2.1.	Антиокислительные 	 79
.3.2.2. Деактиваторы металлов	 80
3.3.	Ассортимент трансформаторных масел	 81
.8.3.1. Трансформаторные масла российского и; зарубежного
производства	 81
.8.3.2. Синтетические электроизоляционные масла	 93
:ЗХ.З, Растительные масла,.,.,	 100
Список литературы к главе 3 ...	 102
ГЛАВА 4. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗА ГЕЛИ ТРАНСФОРМА
ТОРНОГО МАСЛА	 104
лйостав трансформаторного масла 		   104
4.2.	Окисление.,.,,,	 105
4.3.	Механические примеси	 110
4.4.	Изоляционные материалы	 111
4.1,	Вода	 111
4.6. Газонасыщение	 117
Отсок: литературы к главе 4 	-		120
ГЛАВА 5. РЕГЕНЕРАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ 122
5.1,	Физические методы	 128
1.1.1.	Гравитационное осаждение	 128
1.1.2.	Центробежное отделение	 129
1.1.3.	Фильтрование	 13.2
1.1.	Д1. Сетчатые и щелевые фильтры	 134»
5.1,3,2. Объемные фильтры	 136
а. 1 ..8.8. Фильтры с пористыми фильтрдзЛементами 		 136
1.1.4.	Электрофизическая (электростатическая) очистка,		139
§Л»5. Вакуумная перегонка	 142
5.2.	Физико-химические методы	 142
1.2.1.	Коагуляция	 142
1,2-2, Адсорбционная очистка	 143
5.2.2.1.	Адсорбенты	 144
5.3.	Химические, методы	 149
1.3.1.	Гидрогенизационные процессы	 150
217

5,3.2.	Щелочная очистка-.,.	 150
5.313, Кислотная очистка 		 151
5.3.	1. Обработка металлическим натрием	 151
5. 1. Стабилизация присадками				. .................	15.1
ШЖ Комбинированные методы	......					1Й.
о.6. М laiioiacn для регенерации отработанных Масел	 163
Стст- мт^ратурыщ^шве 5	 176
ГЛАВА 6. КАБЕЛЬНЫЕ МАСЛА	 179
6.1. Маслонаполненные.кабели и кабельные.линии	 179
6.1.1.	Конструкция масло наполненного кабеля:	 181
6.2.	Назначение и требования к кабельным :маслам..		 18S
6.	Ji Ассортимент кабельных масел	 186
&1ЩСОК: льрпературы. у главе 6	 191
ГЛАВА 7. КОНДЕНСАТОРНЫЕ МАСЛА	 192
7.1.	Особенности конструкции конденсатора		 192
7.2,	Назначение и требования к конденсаторным маслам.^		196
Шписак. лхтёратурытрмлЩвё'М 		 199
ПРИЛОЖЕНИЕ	 200
Перечень нормативной документации по проведению испытаний
и анализов электроизоляционных масел ™,	 200
ОБ АВТОР АХ.
212

УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Татур Игорь Рафаилович
Митин Игорь Васильевич
Спиркин Владимир Григорьевич
Шуварин Дмитрий Викторович
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА
ЧАСТЬ II. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ, КАБЕЛЬНЫЕ
И КОНДЕНСАТОРНЫЕ МАСЛА
Редактор Т.К. Рубинская
Художник-график М. С. Голубева
Технический редактор Г. В. Лехова
Корректор Т.В. Быстракова
Компьютерная верстка Ю.А. Титова
Подписано в печать 14.05.2021. Формат 60x90 '/16- Гарнитура «Петер¬
бург». Печать офсетная. Печ. л. 14,0. Уч.-изд. л. 14,3. Тираж 500 экз.
Заказ 01826-21
978-5-91961-326-8
9 785919 613268
Отпечатано в ОАО «Подольская фабрика офсетной печати».
142100, г. Подольск, Революционный проспект, 80/42.
Тел. 8 (4967) 69-97-22, 8 (4967) 69-97-29. E-mail: zakaz@pfop.ru