Тема 2.3 Эксплуатация силовых трансформаторов и автотрансформаторов 3 страница

Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более трех. Объясняется это тем, что даже при небольших эксплуатационных перегрузках трансформатор меньшей мощности может оказаться сильно перегруженным в про­центном отношении и особенно в том случае, если он имеет меньшее u_к.

Параллельная работа трансформаторов, принадлежа­щих к разным группам соединений, невозможна по той при­чине, что между их вторичными обмотками возникает на­пряжение, обусловленное углом сдвига φ между векторами вторичных напряжений.

Уравнительный ток I_у2 определяется по формуле

где φ — угол сдвига векторов вторичных напряжений транс­форматоров; I_ном1 и I_ном2 — номинальные токи первого и второго трансформаторов.

Пример. Определить уравнительный ток, предположив, что на па­раллельную работу были ошибочно включены два трансформатора, имеющих одинаковые технические данные I_ном1 = I_ном2 =I_hom; u_k1 =u_к2=u_к), при наличии сдвига векторов линейных напряжений вторич­ных обмоток на угол 60° (например, при группах соединений У/Д-11 и У/Д-1).

Решение. Уравнительный ток будет иметь значение

Если предположить, что u_к=7,5, то уравнительный ток достигнет почти семикратного номинального значения. Поэтому параллельная ра­бота трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений обмоток, невозможна.

О схемах и группах соединения обмоток. Обмотки трех­фазных трансформаторов соединяют по различным схемам. Наиболее распространенными являются соединения в зве­зду и треугольник. При этих соединениях возможно получе­ние 12 разных групп со сдвигом векторов линейных напряжений вторичных обмоток по отношению к одноименным векторам линейных напряжений обмоток ВН через каждые 30°. Основными группами в схемах У/Д является 11-я группа, а в схемах У/У — нулевая группа. Остальные груп­пы будут производными от основных.

Рисунок 78 Схема соединения обмоток силовых трехфазных трансформа­торов и автотрансформаторов:

а — двухобмоточных трансформаторов; б — трехобмоточных трансформаторов; в —. трехобмоточных автотрансформаторов

На рис. 78 приведены схемы и группы соединений об­моток трансформаторов и автотрансформаторов по ГОСТ 11675-75. Однако при изготовлении трансформаторов или нарушении технологии их ремонта могут быть получены группы соединения обмоток, отличающиеся от стандартных. Получение той или иной группы соединений зависит от направления намотки обмоток, последовательности сое­динения между собой зажимов фазных обмоток, маркиров­ки начал и концов обмоток. Перемаркировка вводов трансформатора и перестановка местами фаз (изменение чередования фаз подводимого к обмоткам напряжения) не исключены при монтажных и ремонтных работах. По­этому при приемке в эксплуатацию новых трансформато­ров, а также после их капитального ремонта, если произ­водилась смена обмоток, проверяются группы соединений трехфазных трансформаторов и полярность вводов одно­фазных трансформаторов.

Проверка группы соединения обмоток производится при помощи фазометра, универсального фазоуказателя или гальванометра.

Рисунок 79 Проверка группы соединения при помощи фа­зометра

Схема включения четырехквадрантного однофазного фазометра показана на рис. 79. К первичной обмотке трансформатора подводится пониженное напряжение, до­статочное для работы фазометра. При этом показание фа­зометра будет соответствовать углу сдвига между подве­денным напряжением и напряжением вторичной обмотки, т. е. группе соединения обмоток трансформатора. Фазоуказатель, например, типа Э-500/2 подсоединяется по схеме, приведенной на рис. 80

Рисунок 80 Проверка группы соеди­нения при помощи фазоуказателя ти­па Э-500/2

Проверка полярности обмоток у однофазных транс­форматоров и групп соединения (выполненных на заводе) у трехфазных трансформаторов при помощи гальванометра показана на рис. 81. Сущность этого способа заключается в следующем. К обмотке ВН подводится постоянный ток от аккумуляторной батареи 2—4В. В момент замыкания ру­бильника К в обмотке НН будет индуктироваться ЭДС, направление которой определяется гальванометром Г₂. Если обмотки трансформатора намотаны одинаково по отно­шению к началам А и а, стрелки обоих гальванометров отклонятся от нуля в одном направлении, которое условно принимается положительным и обозначается знаком плюс.

Рисунок 81 Провер­ка полярности об­моток однофазно­го трансформатора (а) и группы со­единения обмоток трехфазного транс­форматора (б) при помощи галь­ванометра

При разных направлениях намотки показание гальва­нометра Г₂ будет противоположным показанному на рис. 78. Это отклонение обозначается знаком минус. При проверке трехфазного трансформатора (рис. 81, б) произ­водится девять измерений. Питание подводится поочеред­но к зажимам АВ, ВС и СА и каждый раз отмечается от­клонение гальванометра, присоединяемого к зажимам ab, be и са. Результаты наблюдений сравниваются с табл. 10, в которой приведены в качестве примера данные только для стандартных групп 0 и 11.

Таблица 10

Отклонение гальванометра при определении группы соединений методом постоянного тока

Питание подключено к зажимам	Отклонение гальванометра, присоединенного к зажимам
ab	bс	са	аb	bс	са
Группа 0	Группа 11
АВ	+	--	--	+		--
ВС	--	+	—	—	+
СА	—	—	+		_	+

Если проверкой будет установлено, что трансформатор имеет не предполагаемую, а другую группу соединений, то практически имеется возможность изменять некоторые

группы соединений, не делая никаких пересоединений и пе­репаек обмоток внутри трансформатора. Например, при круговой перемаркировке зажимов основные группы прев­ращаются в их производные, имеющие одноименные напря­жения, сдвинутые по фазе на 120 или 240°. Поэтому на па­раллельную работу можно включать трансформаторы ос­новной и производной групп после соответствующего пересоединения ошиновки на зажимах согласно табл. 11.

Таблица 11

Круговая перемаркировка зажимов обмоток НН при включении на параллельную работу трансформаторов с основной (Т1) и производной (Т2) группами

Группа соединений трансфор­маторов Т1 и Т2	Зажимы обмоток, соединяемые между собой	Группа соединений трансфор­маторов Т1 и Т2	Зажимы обмоток, соединяемые между собой
Обмотки ВН Т1—Т2	Обмотки НН Т1-Т2	Обмотки ВН Т1—Т2	Обмотки НН Т1-Т2
0 и 4	А-А В—В С—С	а—с b—а с—b	11 и 3	А—А В—В С—С	а—с b—а с—b
0 и 8	А—А В—В С-С	а—b b—с с—а	11 и 7	А—А В—В С—С	а—b b-с с—а

Перестановки местами двух фаз одновременно на сто­роне ВН и НН также позволяют включать на параллель­ную работу трансформаторы с разными группами соедине­ний, если при этом во всех контурах, образуемых фазами обмоток, сумма ЭДС получается равной нулю. Например, для включения трансформатора группы 11 параллельно с трансформаторами групп 5 и 1 достаточно у последних перемаркировать зажимы ВН и НН согласно табл. 12 и сое­динить между собой одноименные зажимы.

Таблица 12

Двойная перемаркировка зажимов обмотки ВН и НН трансформаторов групп 5 и 1 при включении на параллельную работу с трансформатором группы 11

Группа соединений трансформаторов	Зажимы обмоток, соединяемые между собой
Обмотки ВН	Обмотки НН
11 и 5	А-А, (С), (В) В-С, (В), (А) С-В, (А), (С)	а—с, (b), (а) b—b, (а), (с) с—а, (с), (b)
11 и 1	А-А, (С), (В) В-С, (В), (А) С-В, (А), (С)	а—а, (с), (b) b—с, (b), (а) с—b, (а), (с)

«Фазировка трансформаторов»

Независимо от проверки группы соединения обмоток включение трансформатора на параллельную работу после монтажа, капитального ремонта, а также при изменениях в схемах его подсоединения допускается только после прове­дения фазировки. Фазировка состоит в определении одно­именности фаз, соединяемых между собой. Очевидно, что при этом необходимо убедиться в отсутствии напряжения между парами зажимов вторичных обмоток, включаемых на одни шины. В установках до 380 В для контроля отсут­ствия напряжения применяются вольтметры. В установках высокого напряжения — специально приспособленные ука­затели напряжения или вольтметры, подключаемые к транс­форматорам напряжения.

Различают прямые и косвенные методы фазировки. При прямом методе фазировка производится на том напряже­нии, на котором в дальнейшем будет произведено включе­ние трансформаторов. Прямые методы наглядны, но при­меняют их при номинальном напряжении вторичных обмо­ток не выше 110 кВ. Косвенные методы, при которых фазировка производится на вторичном напряжении транс­форматоров напряжения, не так наглядны, как прямые, но более безопасны для персонала.

Рисунок 82 Схема фазировки двух трансформаторов с заземленной ней­тралью прямым методом

На рис. 82 показана схема фазировки двух трансфор­маторов прямым методом при помощи вольтметра. Перед фазировкой вольтметром проверяют наличие нормального напряжения между зажимами каждого трансформатора, после чего производят замеры по фазировке. Для этого один конец измерительного прибора присоединяют к одно­му из зажимов вторичной обмотки трансформатора, напри­мер зажиму а, а вторым поочередно касаются трех зажи­мов вторичной обмотки другого трансформатора. Так про­изводят три замера напряжений между зажимами а₁а₂, а₁ b₂, а₁с₂. При тождественности групп соединений и пра­вильно присоединенной ошиновке один из этих замеров должен быть нулевым. Затем производят замеры напряже­ний между зажимами b₁b₂, b₁c₂ и c₁c₂. По окончании заме­ров зажимы, между которыми получились нулевые показа­ния, соединяют для осуществления параллельной работы трансформаторов. Если после первых трех измерений (а₁а₂, a₁b₂, a₁c₂) ни одно показание вольтметра не было равно нулю, то это указывает на наличие сдвига по фазе напряжений одного трансформатора относительно другого и, сле­довательно, невозможность их параллельного включения.

Рисунок 83 Схема фазировки трансформатора 110/10 кВ косвенным ме­тодом на зажимах вторичных обмоток трансформаторов напряжения

Косвенные методы фазировки применяются на подстан­циях с двумя системами шин с помощью трансформаторов напряжения, подключенных к шинам. Для этого фазируе­мый трансформатор с вторичной стороны включается на резервную систему шин, не имеющую напряжения, а все работающие трансформаторы и линии в это время находят­ся на другой (рабочей) системе шин (рис. 83). Напряже­ние для фазировки на фазируемый трансформатор и ре­зервную систему шин подается включением трансформато­ра со стороны обмотки ВН. Фазировка производится на зажимах НН трансформаторов напряжения, принадлежа­щих рабочей и резервной системам шин. При несовпадении фаз производят их перестановку. При совпадении фаз трансформаторы замыкают на параллельную работу вклю­чением шиносоединительного выключателя. Для того что­бы быть уверенным в совпадении фаз самих трансформа­торов напряжений, их предварительно фазируют между собой при включенном шиносоединительном выключателе.

Фазировку трехобмоточных трансформаторов произво­дят в два приема. Сначала включают трансформатор со стороны ВН и производят его фазировку со стороны НН. При совпадении фаз трансформатор отключают со стороны НН и включают на резервную систему шин со стороны СН и вновь производят фазировку на этом напряжении. После получения необходимых результатов при обеих фазировках трансформатор считается сфазированным и его включают на параллельную работу тремя обмотками.

«Экономический режим работы трансформаторов»

На подстанциях с двумя и более трансформаторами в зависимости от суммарной нагрузки экономически целесообразно иметь на парал­лельной работе такое число трансформаторов, при котором КПД каж­дого из них приближается к максимальному значению. На покрытие потерь от передачи реактивной мощности затрачивается активная мощ­ность. Поэтому при определении наиболее выгодного по потерям числа параллельно включенных трансформаторов реактивные потери перево­дят в активные путем умножения на экономический коэффициент К_э. Он показывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 квар реактивной мощности. Средние значения коэффициента К_э для различных трансформаторов приведе­ны ниже:

Трансформаторы: К_э

повышающие и с. н. станции..................... .. 0,02

в сетях 6—10 кВ, питающиеся от шин генераторного на-
пряжения станций................................................... .. 0,06

В районных сетях 35—110 кВ.................... .. 0,08

В районных сетях 35—ПО кВ при наличии на шинах 6—10 кВ

синхронных компенсаторов.................... .. 0,04

В распределительных сетях 6—10 кВ....... 0,12

Учитывая сказанное, на подстанциях с трансформаторами одина­ковых конструкции и мощности число одновременно включенных транс­форматоров можно определить следующими неравенствами:

при возрастании нагрузки к n параллельно работающим трансфор­маторам выгодно подключить еще один трансформатор, если

при снижении нагрузки, наоборот, целесообразно отключить один из трансформаторов, если

где ΣS — полная нагрузка подстанции, кВ∙А; S_ном — номинальная мощ­ность одного трансформатора, кВ∙А; n — число параллельно включен­ных трансформаторов; Р_х — активные потери XX, кВт; Р_к — активные потери КЗ, кВт; Q_c — реактивные потери XX квар; Q_M — реактивные потери КЗ, квар.

Реактивные потери в стали можно вычислить по формуле

Реактивные потери КЗ вычисляются по формуле

1 — для трансформатора Т1; 2 — для Т2; 3 — для двух трансформаторов

Рисунок 84 Кривые приведенных по­терь трансформаторов

Если установленные трансформаторы неоднотипны или различны по мощности, для выбора экономического режима их работы пользуются кривыми приведенных потерь. Допустим, что на подстанции установле­ны два трансформатора Т1 и Т2, причем номинальная мощность второ­го больше номинальной мощности первого. Для каждого из них стро­ится кривая приведенных потерь (рис. 84) на основании уравнения

где Р^/ — приведенные потери, кВт; S — действительная нагрузка, кВ-А; S _ном — номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.

Кривая приведенных потерь двух параллельно включенных транс­форматоров при распределении нагрузки между ними пропорционально номинальным мощностям строится на основании следующего уравнения:

Из рис. 84 видно, что в целях уменьшения потерь при увеличении нагрузки выгодно в точке А включить в работу Т2 вместо Т1, а в точ­ке Б следует включить в работу оба трансформатора.

«Защита трансформаторов от перенапряжении»

Защита изоляции трансформаторов от атмосферных и коммутационных перенапряжений осуществляется вентиль­ными разрядниками. Применяются разрядники серий РВРД, РВМК, РВМГ, РВМ и др. На подстанциях до 220 кВ их обычно устанавливают на шинах или на присое­динениях трансформаторов. На подстанциях 330 кВ и вы­ше вентильные разрядники обязательно устанавливаются на каждом присоединении трансформатора, причем как можно ближе к трансформатору, чтобы повысить надеж­ность грозозащиты и уберечь его от возможных коммута­ционных перенапряжений.

Вентильными разрядниками защищают от перенапряжений незаземленные нейтрали трансформаторов110—220 кВ. Это вызвано тем, что в настоящее время все трехфазные трансформаторы110—220 кВ вы­пускаются со сниженной изоляцией нейтрали (по сравнению с классом изоляции линейного ввода). Так, у трансформаторов 110 кВ с регули­рованием напряжения под нагрузкой уровень изоляции нейтрали соот­ветствует стандартному классу напряжения 35 кВ, что обусловливается включением со стороны нейтрали устройств РПН с классом изоляции 35 кВ. Трансформаторы 220 кВ также имеют пониженный уровень изо­ляции нейтрали. Во всех случаях это дает значительный экономический эффект и тем больший, чем выше класс напряжения трансформатора.

Между тем на разземленных нейтралях таких трансформаторов мо­гут появляться перенапряжения при однофазных КЗ в сети. Они могут оказаться под воздействием повышенных напряжений промышленной частоты при неполнофазных режимах коммутации ненагружснных транс­форматоров. Для защиты разземленных нейтралей трансформаторов применяются вентильные разрядники на номинальное напряжение, со­ответствующее классу изоляции нейтрали.

Неиспользуемые в эксплуатации (длительно неприсоединяемые к сети) обмотки трансформаторов низшего (среднего) напряжения обыч­но соединяются в треугольник (или звезду) и защищаются от перена­пряжений вентильными разрядниками. Перенапряжения в неиспользуе­мых обмотках появляются в результате воздействия грозовых волн на обмотку ВН и перехода их на обмотку НН (СН) через емкость или индуктивность между обмотками. Для защиты неиспользуемой обмотки к вводу каждой ее фазы присоединяется вентильный разрядник. В ней­трали звезды также устанавливается вентильный разрядник.

С переходом волн с одной обмотки на другую связывают также появление опасных для изоляции перенапряжений на отключаемой вы­ключателем (или неиспользуемой) обмотке автотрансформатора. Чтобы избежать повреждений, изоляцию обмоток автотрансформаторов защи­щают вентильными разрядниками, устанавливаемыми на всех обмотках, имеющих между собой автотрансформаторную связь. Разрядники под­ключаются к соединительным шинам жестко, без разъединителей.

Вентильные разрядники всех напряжений должны, как правило, постоянно находиться в работе в течение всего года. Их периодически осматривают. При осмотрах обра­щается внимание на целость фарфоровых покрышек, армировочных швов и резиновых уплотнений. Поверхность фар­форовых покрышек должна содержаться в чистоте. Грязь на поверхности покрышек искажает распределение напря­жения вдоль разрядника, что может привести к его пере­крытию.

Наблюдение за срабатыванием вентильных разрядников ведется по специальным регистрам. Они включаются после­довательно в цепь разрядник — земля, и через них проходит импульсный ток, приводящий к срабатыванию регистра.

В процессе эксплуатации вентильных разрядников вы­полняются измерения мегомметром их сопротивления, а также тока проводимости при выпрямленном напряжении.

Необходимость капитального ремонта вентильных раз­рядников определяется по результатам испытаний и ос­мотров.

«Эксплуатация трансформаторных масел»

Трансформаторным (изоляционным) маслом заполня­ются баки силовых трансформаторов и реакторов, масля­ных выключателей, измерительные трансформаторы и вводы.

Масло в трансформаторах и реакторах используется в качестве охлаждающей среды и изоляции. В масляных вы­ключателях оно выполняет роль дугогасящей среды и изо­ляции токоведущих частей.

На станциях и подстанциях находят применение масла различных марок, выпускаемые по стандартам и техничес­ким условиям. Масла различных марок существенно отли­чаются по своим диэлектрическим свойствам, поэтому каждое из них предназначается для заливки в оборудова­ние определенных классов напряжения.

Масла разделяют на две группы: содержащие антиокис­лительные присадки (ингибированные) и не содержащие их( неингибированные). Ингибированное масло более ста­бильно. Оно не оказывает вредного влияния на твердую изоляцию трансформаторов.

В эксплуатации принято делить масло на свежее, реге­нерированное, чистое сухое, эксплуатационное и отрабо­танное. Запасы этих масел содержатся раздельно в специ­альных баках.

Отбор проб и испытания масла. В процессе эксплуата­ции масло загрязняется механическими примесями, увлаж­няется, в нем накапливаются продукты окисления. При этом масло теряет свои электроизоляционные свойства, в результате чего снижается сопротивление изоляции обору­дования. Масло окисляется под влиянием кислорода возду­ха. Активность кислорода усиливается в присутствии влаги, попадающей в масло извне. Окислению способствует высо­кая температура, солнечный свет, присутствие металлов (особенно меди и ее сплавов), являющихся катализаторами окисления. Чем больше продуктов старения в масле, тем хуже его свойства. Поэтому большое значение приобретает систематическое наблюдение за состоянием масла в транс­форматорах и аппаратах. Наблюдение ведется путем отбо­ра проб и проведения лабораторных испытаний. При обна­ружении изменения показателей по сравнению с установ­ленными нормами принимаются меры по восстановлению утерянных маслом свойств. Это достигается очисткой, осуш­кой и регенерацией масла. Отбор проб производится в су­хую погоду в промытые и хорошо просушенные стеклянные банки вместимостью 0,5 и 1 л.

Различают три вида испытаний изоляционных масел: испытание на электрическую прочность, сокращенный ана­лиз, полный анализ.

Полному анализу подвергаются масла на нефтеперегон­ных заводах, а также масла после регенерации.

Для эксплуатационного масла, находящегося в работе (залитого в оборудование), проводятся сокращенный ана­лиз и испытание его электрической прочности. Масло долж­но удовлетворять следующим показателям качества: кис­лотное число — не более 0,25 мг КОН/г; содержание водорастворимых кислот и щелочей — не более 0,014 мг КОН/г для трансформаторов мощностью более 630 кВ∙А и для герметичных маслонаполненных вводов, для негерметичных вводов напряжением до 500 кВ — 0,03 мг КОН/г; отсутст­вие механических примесей; падение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом не более 5°С; взве­шенный уголь в масле выключателей — не более одного балла; электрическая прочность масла (пробивное напря­жение) для трансформаторов, аппаратов и вводов;

Напряжение трансформатора, аппарата, ввода, кВ До 15 15-35 60-220 330-500 750

Наименьшее пробивное напряжение, кВ . . . 20 25 35 45 55

Кроме того, свежее трансформаторное масло, поступаю­щее с завода и предназначенное для заливки в оборудова­ние, дополнительно проверяется на стабильность, тангенс угла диэлектрических потерь и натровую пробу.

Масло из трансформаторов с пленочной защитой при эксплуатации проверяется также на влагосодержание и га­зосодержание, а из трансформаторов с азотной защитой — только на влагосодержание.

Масло из баковых выключателей 110 кВ и выше в про­цессе эксплуатации испытывается на пробивное напряже­ние, содержание механических примесей и взвешенного уг­ля после выполнения ими предельно допустимого числа ком­мутаций тока КЗ.

Сокращенный анализ масла проводится в следующие сроки:

масло из силовых трансформаторов мощностью более 6300 кВ-А и напряжением 6 кВ и выше, из измерительных трансформаторов напряжением выше 35 кВ и негерметич­ных маслонаполненных вводов — не реже 1 раза в 3 года;

из герметичных вводов — при повышенных значениях угла диэлектрических потерь вводов;

из силовых трансформаторов — при срабатывании газо­вого реле на сигнал.

Проверка масла из масляных выключателей произво­дится при капитальном, текущем и внеплановом ремонтах.

Очистка и сушка масла. Масло, не удовлетворяющее нормам на электрическую прочность в связи с его увлаж­нением или загрязнением механическими примесями, под­вергается центрифугированию.

Центрифугированием масло очищается не от всех за­грязнений. Легкие волокна, частицы взвешенного угля, смолистые вещества остаются в масле вследствие неболь­шой разницы плотностей масла и примесей. Более глубокая очистка достигается при применении фильтр-пресса. При фильтровании масло под давлением 0,4—0,6 МПа продав­ливается насосом через пористую среду (бумагу) с боль­шим количеством капилляров, задерживающих в себе час­тички воды и примесей размером более 10—15 мкм.

Экономичным и совершенным способом является сушка масла распылением в вакууме. Сущность метода заключа­ется в том, что в специальной вакуумной камере произво­дится тонкое распыление увлажненного масла. Образую­щиеся при этом пары воды отсасываются вакуумным насо­сом, а осушенное масло выпадает в виде капель на дно камеры.

Получил распространение способ сушки масла при по­мощи синтетического цеолита. По составу цеолиты являют­ся водными алюмосиликатами кальция или натрия. Цеоли­ты содержат огромное количество пор, имеющих размеры молекул. При пропускании сырого масла через слой высу­шенного цеолита молекулы воды поглощаются его порами и удерживаются в них. Устройство цеолитовой установки показано на рис. 85. Для осушки эксплуатационного мас­ла требуется примерно 0,1—0,2 % цеолита от массы масла.

1— маслонасос; 2 — маслоподогреватель; 3 — фильтр механической очистки; 4 — цеолитовый фильтр-адсорбер; 5 — манометр; 6 — расходомер

Рисунок 85 Схема цеолитовой установки для сушки масла

Регенерация — это восстановление окисленного масла, т. е. удаление из него продуктов старения. На практике обычно сталкиваются с регенерацией эксплуатационных масел с кислотным числом, не превышающим 0,3—0,4 мг КОН/г. Для восстановления таких масел применяют мето­ды, основанные на использовании различного рода адсор­бентов. Восстанавливающие свойства адсорбентов в их способности поглощать продукты старения, содержащиеся в масле. Применяются искусственные и естественные ад­сорбенты. Из искусственных употребляются крупнопорис­тый силикагель сорта КСК (крупный силикагель крупнопо­ристый) и окись алюминия. Из числа естественных чаще других используется отбеливающая земля — «зикеевская опока». Естественные адсорбенты дешевле искусственных, но и менее эффективны по своей активности.

1 — корпус адсорбера; 2 — вход масла; 3 — перфорированное дно с сеткой; 4 — зерни­стый адсорбент; 5 — фильтрующее устрой­ство; 6 — выход масла; 7 — кран для вы­пуска воздуха; 8 — цапфы для поворота корпуса