Способ дифференциации свежего минерального трансформаторного масла от регенерированного

Изобретение относится к аналитической химии, в частности к методам контроля качества минерального трансформаторного масла и предназначено для дифференциации свежего минерального трансформаторного масла от регенерированного масла. Способ дифференциации свежего минерального трансформаторного масла, произведенного по технологии гидрокрекинга, от регенерированного масла включает анализ инфракрасного спектра оптической плотности исследуемого образца минерального трансформаторного масла, измеренного в 10 мм кювете в спектральном диапазоне 4800 - 4500 см^-1, при этом анализ осуществляют с помощью построения на измеренном ИК спектре базовой линии через точки 4700 и 4550 см^-1 с последующим вычислением разностного спектра в спектральном диапазоне 4660 - 4670 см^-1, вычисляемого как разность между значениями оптической плотности в ИК спектре и на базовой линии, и дальнейшим определением, принимают ли все значения разностного спектра в диапазоне 4660 - 4670 см^-1 отрицательное значение: если все значения отрицательные, минеральное трансформаторное масло считается свежим, если в какой-либо точке этого диапазона значение разностного спектра больше или равно нулю, то минеральное трансформаторное масло не является свежим. Техническим результатом является разработка простого, быстрого, воспроизводимого и информативного способа, позволяющего дифференцировать свежее трансформаторное масло, произведенное в заводских условиях по современной технологии гидрокрекинга, от регенерированного трансформаторного масла. 3 ил.

 

Изобретение относится к электротехнике, в частности к методам контроля качества минерального трансформаторного масла с использованием ИК спектроскопии.

В процессе деградации масла происходит ухудшении нормируемых показателей качества. По этой причине масло может быть заменено на новое, либо быть подвергнуто процедуре регенерации. Последнее считается экономически более выгодным мероприятием. С учетом же распространенной на сегодняшний день концепции «циркулярной экономики» регенерация масла представляется практически безальтернативным мероприятием для старого трансформаторного электрооборудования. Согласно заверениям производителей оборудования для регенерации масел, регенерированные масла ничем не уступают новым маслам. Однако результаты различных исследований показывают, что регенерированные масла окисляются быстрее по сравнению с новыми маслами [1].

В связи с этим дифференциация свежего трансформаторного масла от регенерированного является важной и актуальной задачей.

Из предшествующего уровня техники известно о нормируемых показателях качества минеральных трансформаторных масел. Диапазоны значений, в которых должны находиться эти показатели качества у свежих, эксплуатационных и регенерированных масел, а также ссылки на методы проведения испытаний приведены в [2] и [3].

Следует отметить, что с помощью процесса регенерации, включающего процедуру адсорбционной очистки, нормированные показатели качества

старых масел могут полностью соответствовать показателям качества свежих минеральных масел.

Таким образом, недостатком указанных Руководящих документов и Отраслевых стандартов [2, 3], а также многочисленных альтернативных методов эксплуатационного контроля качества масел является то, что в них не указано, каким образом можно отличить свежее минеральное трансформаторное масло от регенерированного старого масла.

Из доступных литературных источников нами не был обнаружен способ определения различия свежего трансформаторного масла от регенерированного старого масла.

Задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в разработке простого, быстрого, экономичного, надежного и информативного способа, позволяющего дифференцировать свежее трансформаторное масло, произведенное в заводских условиях по современной технологии гидрокрекинга, от регенерированного трансформаторного масла. Способ основан на использовании ИК спектров поглощения масел в области 4800÷4500 см^-1, на выявлении увеличения в составе состаренных масел характерных продуктов его деградации – непредельных углеводородных соединений с двойными C=C связями. Указанные непредельные соединения, в отличие от остальных продуктов деградации углеводородной основы масла, практически не удаляются при адсорбционной очистке масел.

Поставленная задача решается путем определения в минеральных маслах интенсивности характерных ИК полос поглощения, относящихся к непредельным углеводородам. В современных свежих трансформаторных маслах, производимых по технологии гидрокрекинга, содержание непредельных углеводородов очень незначительно. Появление в эксплуатационных маслах непредельных углеводородов обусловлены воздействиями таких факторов, как повышенные температуры, электромагнитные поля, а также разрядные процессы в оборудовании. В

процессе процедуры регенерации масла на этапе адсорбционной очистки происходит удаление практически всех продуктов деградации углеводородной основы масла – кислот, перекисей, смолисто-асфальтеновых соединений и пр. При этом нормируемые показатели качества масла, в частности, кислотное число, цвет и пр., восстанавливаются до требуемых значений. В то же время большая доля непредельных углеводородов адсорбционной очисткой из масла не извлекается. Следовательно, увеличение содержания в масле непредельных углеводородных соединений свидетельствует о том, что масло подвергалось процессам деградации. Таким образом, общее содержание в масле непредельных соединений является характерным маркером деградации углеводородной основы минеральных масел, который невозможно скрыть с помощью традиционной технологии регенерации.

Техническим результатом изобретения является предоставление способа дифференциации свежего минерального трансформаторного масла от регенерированного, который позволит дифференцировать свежее минеральное трансформаторное масло, произведенного по технологии гидрокрекинга, от регенерированного масла путем измерения ИК спектра масла и анализа интенсивности характерных полос поглощения в области 4800÷4500 см^-1, относящихся к непредельным углеводородам.

Сущность изобретения дополняют графические изображения:

На Фиг. 1 представлены ИК спектры оптической плотности различных образов минеральных трансформаторных масел. По оси абсцисс отложено волновое число в обратных сантиметрах (см^-1). По оси ординат откладывается оптическая плотность. Номерами обозначены спектры поглощения следующих образцов масел:

1 - свежее масло марки ГК; 2 - свежее масло марки ВГ; 3 - свежее масло марки Nitro; 4 - масло марки Nitro, подвергнутое термодеструкции; 5 - эксплуатационное масло; 6 - регенерированное масло.

На Фиг. 2 представлен алгоритм получения из исходного спектра поглощения масла Разностного ИК спектра.

На Фиг. 3 представлены Разностные ИК спектры поглощения, по которым осуществляется дифференциация масел. Нумерация образцов масел соответствует Фиг. 1.

Способ осуществляется следующим образом:

Образец минерального трансформаторного масла помещается в кювету спектрометра, способного измерять ИК спектры в спектральном диапазоне 5000 ÷ 4500 см^-1 (около 2000 ÷ 2300 нм). Наиболее удобным вариантом является использование ИК Фурье спектрометра. Полосы поглощения в указанном спектральном диапазоне относятся к валентным колебаниям =C-H и C=C групп непредельных углеводородов. Для измерения используется кювета, материал окон которой прозрачен в указываемом спектральном диапазоне, например, СаF2, BaF2. Толщина кюветы (толщина оптического слоя масла) составляет 10 мм, что является оптимальным значением для проведения анализа.

Для количественной оценки содержания в масле непредельных углеводородов к исходному спектру [см. Фиг. 1] проводится Базовая линия 0-0 через точки 4700 и 4550 см^-1 на спектре масла.

Далее в диапазоне волновых чисел v от 4700 до 4550 см^-1 вычисляется Разностный спектр. Для этого в каждой точке диапазона 4700 до 4550 см^-1 вычисляется разность между значением оптической плотности масла в данной точке и значением оптической плотности на Базовой линии 0-0 в этой же точке спектра. Результат такого вычисления и представляет собой Разностный спектр [см. Фиг. 2].

На полученном Разностном спектре выделяются характерные пики (перегибы) в районе 4600(±5) и 4665(±5) см^-1, что указывает на наличие в масле непредельных углеводородов: чем выше интенсивность (величина пика) этих полос поглощения, тем больше содержание в исследуемом

минеральном масле непредельных углеводородов. В свежих маслах содержание непредельных углеводородов очень незначительно.

Разностные спектры для образцов масел, ИК спектры которых приведены на Фиг. 1, представлены на Фиг. 3. Можно видеть, что в свежих минеральных маслах (1, 2 и 3) интенсивность обоих этих пиков ниже, нежели в состаренных эксплуатационных, а также в регенерированных маслах (4, 5, 6). Для кюветы толщиной 10 мм пик в области 4665 см-1 в свежих маслах располагается ниже оси абсцисс (базовой линии 0-0). Если в Разностном спектре минерального трансформаторного масла пик в районе 4665 см^-1 расположен выше оси абсцисс, то это может свидетельствовать о том, что данное масло было подвергнуто какой-либо деградации, либо масло произведено не по современной технологии гидрокрекинга, а по какой-либо устаревшей технологии.

Таким образом, минеральное трансформаторное масло считается свежим (новым) минеральным маслом, произведенным по современной технологии гидрокрекинга, если в «разностном» спектре пик в районе 4665 см^-1 находится ниже Базовой линии 0-0.

Для практического определения, является ли масло свежим, достаточно вычислить значения Разностного спектра только в районе пика 4665 см^-1, а именно в диапазоне 4660÷4670 см^-1, и определить, принимают ли все значения Разностного спектра в диапазоне 4660÷4670 см^-1 отрицательное значение: если все значения в Разностном спектре отрицательные, минеральное трансформаторное масло считается свежим.

Если в какой-либо точке диапазона 4660÷4670 см^-1 значение Разностного спектра больше или равно нулю, то минеральное трансформаторное масло не является свежим.

Предложенный способ позволит существенно просто и быстро дифференцировать свежее минеральное трансформаторное масло от

регенерированных, что позволит исключить приобретение фальсификата, стоимость которого существенно ниже оригинальной продукции.

Разработанный способ является дополнением к нормируемым критериям качества минеральных трансформаторных масел, приведенным в отраслевом стандарте [3].

Измерение оптических спектров поглощения минеральных масел могут осуществляться с помощью кювет с толщиной отличной от 10 мм. Рекомендуемый диапазон толщины кюветы – от 2 до 25 мм. При этом необходимо учитывать, что, согласно закону Бугера-Ламберта-Бера, интенсивность полос поглощения прямо пропорциональна длине оптического пути (толщине кюветы). Поэтому при снижении толщины кюветы интенсивность полос поглощения на 4600 и 4665 см^-1 также будет снижаться. При увеличении толщины кюветы интенсивность этих же полос поглощения будет, соответственно, увеличиваться.

При этом следует учитывать, что при толщине кюветы менее 5 мм снижается чувствительность метода, поскольку величина шумов на измеренном ИК спектре может быть сопоставима с интенсивностью анализируемых полос поглощения. При повышении толщины кюветы более 15 мм оптическая плотность масла возрастает и начинает проявляться нелинейная зависимость интенсивности полос поглощения при 4600 и 4665 см^-1 от содержания непредельных соединений в исследуемом масле. В этой связи при толщине кюветы менее 5 и более 15 мм дифференциация минеральных масел на свежие и регенерированные, согласно описанному критерию, будет менее точной.

Необходимо отметить, что представленный способ не позволит идентифицировать свежее минеральное трансформаторное масло и масло, которое было залито в оборудование, но не подвергнувшееся процессам деградации. При этом следует заметить, что если все остальные нормируемые показатели качества такого масла будут соответствовать

значениям, предъявляемым к свежим маслам, то такое масло по своим эксплуатационным характеристикам ничем не будет уступать свежему маслу. Такие случаи следует рассматривать как исключительные, которые при этом не приводят к ущербам у потребителей.

Используемые источники

1. Safiddin L., Boucherit A., Zafour A.H.-Z., Fofana I. Comparative study of the degradation rate of new and regenerated mineral oils following electrical stress // IET Generation Transmission & Distribution. October 2018. 12(21). 9 P.

2. РД 34.43.105-89. «Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел». Введ. 01.12.1989.–М., 1989. – 52 с.

3. СТО 34.01-23.1-001-2017. «Объем и нормы испытаний электрооборудования». ПАО «Россети». 2017. 262 с.

Способ дифференциации свежего минерального трансформаторного масла, произведенного по технологии гидрокрекинга, от регенерированного масла, согласно которому анализируют измеренный в 10 мм кювете инфракрасный (ИК) спектр оптической плотности исследуемого образца минерального трансформаторного масла в спектральном диапазоне 4800 - 4500 см^-1, при этом анализ осуществляют с помощью построения на измеренном ИК спектре базовой линии через точки 4700 и 4550 см^-1 с последующим вычислением разностного спектра в спектральном диапазоне 4660 - 4670 см^-1, вычисляемого как разность между значениями оптической плотности в ИК спектре и на базовой линии, и дальнейшим определением, принимают ли все значения разностного спектра в диапазоне 4660 - 4670 см^-1 отрицательное значение: если все значения отрицательные, минеральное трансформаторное масло считается свежим, если в какой-либо точке этого диапазона значение разностного спектра больше или равно нулю, то минеральное трансформаторное масло не является свежим.