CC BY
54
ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
УДК 621.3.048
Л. Р. Гайнуллина, В. П. Тутубалина, Х. Э. Харлампиди ЗАВИСИМОСТЬ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА
ОТ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА
Ключевые слова: трансформаторное масло, углеводородный состав.
Изучен углеводородный состав масляной фракции с Ткип=300-400°С нефти арланского месторождения. Установлено, что фракция содержит примерно одинаковое количеств парафино-нафтеновых и ароматических углеводородов. Увеличение ароматических углеводородов в масле ухудшает его диэлектрические характеристики, что, очевидно, связано с накоплением продуктов окисления углеводородов масла в процессе в процессе его эксплуатации в трансформаторах в сравнительно жестких условиях. Наилучшими электрическими характеристиками обладают масла с большим содержанием парафино-нафтеновых углеводородов.
Keywords: transformer oil, hydrocarbonic compound.
Studied the composition of the hydrocarbon oil fraction with bp = 300-400°C oil Arlan field. It was found that the fraction contains about the same amount of paraffin-naphthenic and aromatic hydrocarbons. Increased aromatics in the oil deteriorates the dielectric characteristics, which is obviously due to the accumulation of oxidation products in the hydrocarbon oil during its operation in the transformers in relatively harsh environments. The best electrical characteristics are oil rich in paraffinic-naphthenic hydrocarbons.
Введение
Нефтяное трансформаторное масло в современном трансформаторном оборудовании эксплуатируется в условиях электрического поля высокой напряженности, повышенных рабочих температур в присутствии кислорода воздуха и металлов, выполняющих роль катализаторов окисления углеводородов масла [1].
При эксплуатации масло подвергается термохимическому и электрическому воздействию, что способствует снижению их эксплуатационных показателей и связано с изменением молекулярного состава масла [2-4]. В этой связи представляется целесообразным провести исследование влияния углеводородного состава масла на его диэлектрические характеристики.
Экспериментальная часть
Целью данной работы является исследование влияния углеводородного состава трансформаторного масла на его диэлектрические характеристики.
В качестве объекта исследования использовали масляную фракцию с Ткип=300-400°С арланской нефти, которая была подготовлена по методике, описанной в работе [5].
В результате адсорбционного разделения выделялась широкая фракция парафино-нафтеновых углеводородов, затем с использованием петролейного эфира и бензола из адсорбируемой на силикагеле фракции выделяли ароматические углеводороды. Для установления состава углеводородов использовали УФ-спектроскопию. Спектры были отсняты на спектрофотометре Сф-4.
Для исключения влияния сернистых соединений на результаты исследования масляная фракция была обессерена. Содержание общей серы во фракции составляло 0,01 %.
Обсуждение результатов
В результате адсорбционного разделения масляной фракции на силикагеле АСК было получено три фракции. Характеристика фракций приведена в таблицах 1 и 2.
Из данных таблиц 1 и 2 следует, что 47,8 % от масляной фракции составляют парафино-нафтеновые углеводороды, которые характеризуются низкими значениями показателя преломления, плотностью и самыми высокими значениями средних молекулярных масс. В соответствии с элементным составом (табл. 2) парафино-нафтеновая фракция имеет формулу СпН2П-5 (п=20).
Таблица 1 - Характеристика фракций
Ароматические фракции характеризуются резким изменением всех представленных в таблице показателей. Во фракциях I и II наблюдается увеличение показателя преломления, параллельно с которым возрастает плотность адсорбированных фракций. Следует отметить, что молекулярные массы фракций I и II ниже молекулярной массы парафино-нафтеновой фракции соответственно в 1,12 и 1,23 раза.
№ фракции Выход, % n20 n Д 20 Р 4 М
Исходная масляная фракция 100 1,5020 0,8900 270
Парафино-нафтеновая фракция 47,8 1,4610 0,8186 282
Ароматическая фракция I 20,6 1,5340 0,9657 251
Ароматическая фракция II 31,3 1,5870 1,0318 230
Потери 0,3
Таблица 2 - Характеристика фракций
№ фракции Элементный состав, % C: 2 Н 2
С Н
Исходная масляная фракция 87,53 12,47 7,0
Парафино- нафтеновая фракция 86,1 13,9 6,19
Ароматическая фракция I 87,8 12,2 7,2
Ароматическая фракция II 89,3 10,7 8,3
В соответствии с элементным составом фракции (табл. 2) наблюдается постепенное нарастание соотношения углерод:водород. Это указывает на возрастание ненасыщенности молекул углеводородов, входящих в состав исследуемых фракций. В результате подсчета брутто-формулы ароматических фракций I и II получены следующие формулы: СпН2п-13 и СпН2п-16. Полученные эмпирические формулы подтверждают факт увеличения ненасыщенности молекул углеводородов от фракции парафино-нафтеновых углеводородов к фракциям I и II ароматических углеводородов.
Распределение ароматических углеводородов с разным числом циклов по фракциям позволили определить спектры поглощения в ультрафиолетовой области. Спектры поглощения в области длин волн 322326 нм указывают на присутствие бициклических углеводородов. Спектры поглощения в области 378-382 нм показали присутствие во фракциях трицикличе-ских ароматических углеводородов. Трициклические ароматические углеводороды, присутствующие в масляной фракции арланской нефти, повышают устойчивость последней против реакций окислительной полимеризации и уплотнения, которые сопровождаются образованием большого количества осадков в процессе эксплуатации. Характерным для данной масляной фракции является высокое содержание ароматических углеводородов (51,9 %). Значительное количество ароматических углеводородов содержит от 1 до 5 колец, основную массу которых составляют моно- и бициклические соединения. Содержание три-циклических структур не превышает 1 %.
Следующая серия опытов была поставлена с целью исследования влияния углеводородного состава на диэлектрические характеристики фракции. Для этого определяли тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581-75 для исходной масляной фракции и адсорбированных на силикагеле АСК фракций в температурном интервале 40-100 °С.
Экспериментальные данные приведены в виде графических зависимостей на рисунке 1.
В соответствии с данными рисунка 1 наилучшими изоляционными свойствами обладают парафино-нафтеновые углеводороды, хуже показатели у ароматических углеводородов II, масляная фракция и ароматические углеводороды I занимают промежуточное положение.
1,5 -
° 1 -^ч 1
ю
м 0,5 Н
20 40 60 80 100
Температура, °С
Рис. 1 - Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь фракции от температуры: 1 -парафино-нафтеновые углеводороды; 2 - масляная фракция; 3 - ароматические углеводороды I; 4 - ароматические углеводороды II
Данные, приведенные на рисунке 1, показывают, что при температуре 100 °С тангенс угла диэлектрических потерь для ароматических углеводородов возрастает в большей мере по сравнению с тангенсом угла диэлектрических потерь в масляной и парафино-нафтеновой фракциях. Это показывает, что наиболее высокими электроизоляционными свойствами в трансформаторном масле обладают парафино-нафтеновые углеводороды. Данное обстоятельство свидетельствует, что для улучшения электроизоляционных свойств трансформаторных масел последние практически полностью должны состоять из парафиновых и нафтеновых углеводородов.
На Нижнекамской ТЭЦ были отсняты электроизоляционные свойства трансформаторных масел ТС I (с содержанием 11,3 % ароматических углеводородов) и ТС II (с содержанием 14,8 % ароматических углеводородов), соответствующие ГОСТ 10121-76. Масла проработали в системе изоляции и охлаждения трансформатора марки ТМ 35/6,6 кВ в течение четырех лет. Изоляционные характеристики трансформаторных масел I и II, полученные в результате трех месяцев эксплуатации, приведены на рисунке 2.
Из рисунка 2 видно, что масла I и II работают в трансформаторе практически одинаково. Однако через 2,6 месяца трансформаторное масло ТС II имеет тангенс угла диэлектрических потерь на 2,5% выше по сравнению с маслом ТС I, а пробивное напряжение за этот же срок у масла II ниже на 1,8%. Очевидно, данное явление связано с накоплением продуктов окисления в эксплуатируемом масле.
Тангенс угла диэлектрических потерь масла относится к основным показателям его качества, необходимого для изоляции трансформатора. Замена отработанного в трансформаторе масла свежим улучшает состояние изоляции.
В таблице 3 приведены результаты по эксплуатации трансформаторного масла I в трансформаторе ТМ 35/6,6 кВ на Нижнекамской ТЭЦ в течение двух лет.
Из таблицы 3 видно, что при сравнительно хороших показателях трансформаторного масла I состояние изоляции в течение двух лет эксплуата-
3
1
ции этого масла в трансформаторе значительно ухудшилось, поскольку tg 5 возрос в 3,7 раза.
m
х
э
Время, мес
Рис. 2 - Зависимость тангенса угла диэлектрических потерь и пробивного напряжения от продолжительности эксплуатации масла: 1 - тангенс угла диэлектрических потерь трансформаторного масла ТСО I; 2 - тангенс угла диэлектрических потерь трансформаторного масла ТСО П; 3 - пробивное напряжение трансформаторного масла ТС I; 4 -пробивное напряжение трансформаторного масла ТС II
Таблица 3 - Изменение тангенса угла диэлектрических потерь масла в процессе эксплуатации
Состояние трансформатора Температура, °С tg 5 масла при 70 °С Сопротивление изоляции МОм tg 5 изоляции при 70 °С
Перед вводом 40 0,001 280 0,018
масла
После двух лет 45 0,123 51 0,067
эксплуатации
После замены 42 0,001 170 0,02
масла
Таким образом, проведенные экспериментальные исследования показали, что углеводородный состав трансформаторных масел оказывает существенное влияние на их диэлектрические характеристики. Повышение количества ароматических углеводородов в
масле сопровождается повышением диэлектрических потерь в масле и снижением пробивного напряжения, что ухудшает свойства масла как диэлектрика.
Выводы
1. Методом адсорбции произведено разделение нефтяного дистиллята с Ткип=300-400°С на пара-фино-нафтеновую и ароматические фракции.
2. Спектры поглощения в УФ-области показали присутствие в ароматических фракциях моно-, би-и трициклических углеводородов. Причем, три-циклические ароматические углеводороды, присутствующие в масляной фракции арланской нефти, повышают устойчивость последней против реакций окислительной полимеризации и уплотнения, которые сопровождаются образованием большого количества осадка в процессе эксплуатации.
3. Установено, что парафино-нафтеновые углеводороды характеризуются низкими значениями показателя преломления, плотностью и самыми высокими значениями средних молекулярных масс.
4. На Нижнекамской ТЭЦ-1 с использованием трансформаторных масел селективной очистки с различным углеводородным составом было установлено, что масла с меньшим содержанием ароматических углеводородов более устойчивы в эксплуатации.
Литература
1. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. М.: Энергоиздат. - 1983. - 296 с.
2. Иванов А.В., Гуреев Р.Г. Роль металлов при окислении компрессорных масел в тонком слое // Химия и технология топлив и масел. - 1993. - №8. - С.7-11.
3. Bond G.C. Catalysis by metals.-N-Y.-Academic Press.-2002.-320 p.
4. Гаули В.К. К оценке надежности энергетического оборудования //Электрические станции. - 1997. - №4. -С.31-33.
5. Харлампиди Х.Э., Гайнуллина Л.Р., Тутубалина В.П. Влияние углеводородного состава и сернистых соединений на эксплуатационные свойства трансформаторного масла // Вестник технологического университета, 2016.- Т.19. -№6. -С.5-7.
© Л. Р. Гайнуллина - канд. техн. наук, доцент кафедры тепловых электрических станций Казанского государственного энергетического университета, gainullina7819@mail.ru; В. П. Тутубалина - д.т.н., гл. научн. сотр. Казанского государственного энергетического университета; Х. Э. Харлампиди - д.х.н., профессор, зав. каф. ОХТ КНИТУ, kharlampidi@kstu.ru.
© L. R. Gaynullina - candidate of technical sciences, associate professor of department «Thermal power plant» of Kazan State Power Engineering University, gainullina7819@mail.ru; V. P. Tutubalina - doctor of technical sciences, chief researcher of Kazan State Power Engineering University; Kh. Е. Kharlampidi - Ph.D. in chemistry, professor, head of Chemical Technology, KNRTU, kharlampidi@kstu.ru.
1
3
