Промышленные ТЭЦ

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Белорусский национальный технический университет

Научно-исследовательская работа

ПРОМЫШЛЕННЫЕ ТЭЦ

Баранов Кирилл Сергеевич,

группа 106129

Минск, 2010

Реферат

ТЭЦ, ВОДОГРЕЙНЫЙ КОТЕЛ, ГАЗОВАЯ ТУРБИНА, КОТЛОАГРЕГАТ, ПАРОВАЯ ТУРБИНА, ПАРОВОЙ КОТЕЛ, СИНХРОННЫЙ ГЕНЕРАТОР.

Объектом исследования является промышленная ТЭЦ и ее компоненты.

Цель работы - выяснить принцип работы и составляющие современной ТЭЦ.

Теплоэлектроцентраль - тепловая электростанция, вырабатывающая не только электрическую энергию, но и тепло, отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды.

теплоэлектроцентраль трансформаторное масло промышленный

Введение

Любой инженер-энергетик не понаслышке знает, что такое трансформатор, и как он устроен. Что же нужно для надежной работы трансформатора? Одним из критериев является трансформаторное масло. Данная работа поможет больше узнать про трансформаторное масло. Она расскажет не только о самом масле, но и о методах его сушки, а также о технических требованиях при эксплуатации.

1. Трансформаторное масло

.1 Физические показатели

Плотность трансформаторных масел колеблется в пределах 800-890 кг/м3 и зависит от его химического состава. Чем больше в масле полициклических ароматических и нафтеновых углеводородов, тем выше его плотность. Молекулярная масса трансформаторных масел колеблется в пределах 230-330 и зависит от их фракционного и химического состава. При близком фракционном составе чем больше в масле ароматических углеводородов, тем меньше молекулярная масса и плотность, то есть по мере углубления очистки масла снижается плотность и увеличивается его молекулярная масса.

Молекулярная масса масел определяется эбуллиоскопическим или криоскопическим методами. Оба метода основаны на законах о разбавленных растворах: первый на измерении повышения температуры кипения чистого растворителя, а второй на измерении понижения температуры кристаллизации чистого растворителя. Поскольку полициклические ароматические и нафтеноароматические углеводороды склонны к ассоциации, молекулярную массу определяют при разной концентрации масла в растворителе и истинную молекулярную массу рассчитывают экстраполяцией к нулевой концентрации.

Показатель преломления характеризует изменение скорости света при переходе из одной среды в другую и измеряется отношением синуса угла падения света к синусу угла его преломления. Показатель преломления зависит от длины волны света и температуры и при заданных значениях этих параметров является характеристикой вещества. Подобно плотности значение показателя преломления снижается при углублении очистки. При близких фракционном составе и вязкости масел показатель преломления удовлетворительно характеризует содержание ароматических углеводородов.

Вязкость характеризует свойство жидкости оказывать сопротивление при перемещении одной части жидкости относительно другой (рисунок 1).

Обычно пользуются понятием кинематической вязкости, представляющей собой отношение динамической вязкости к плотности; за единицу ее принимают в системе СИ 1 м2/с.

Вязкость иногда выражают в других единицах - градусах Энглера. За рубежом пользуются градусами Сейболта и Редвуда.

В практике часто важно знать вязкость масла при низких температурах, экспериментальное определение которой сложно. С этой целью определяют вязкость при двух положительных температурах, соединяют значения их прямой на номограмме и экстраполируют до искомой температуры (рисунок 1).

Рисунок 1

Следует учитывать, что номограмма построена исходя из предположения, что в принятом интервале температур масло проявляет себя как ньютоновская жидкость.

При температурах, близких к температуре застывания, проявляется аномалия вязкости. Пользоваться номограммой можно до температур на 10-15 °С выше температуры застывания.

На практике широкое применение нашел индекс вязкости по Дину и Девису. Эти авторы предложили сравнивать вязкость испытуемого масла с вязкостью масляных дистиллятов, полученных из американских нефтей Пенсильванского и Мексиканского заливов. Индекс вязкости первого масла принимается за 100, а второго за 0.

Все масла при 98,9 °С должны иметь одинаковую вязкость.

Плотность, показатель преломления и вязкость масел находятся в зависимости от химического и в первую очередь углеводородного состава масел при близком фракционном составе.

Температура вспышки трансформаторных масел определяется в закрытом тигле в аппарате Мартене-Пенского.

Температурой вспышки называется температура, при которой шары масла, нагреваемого в стандартных условиях, вспыхивают при поднесении к ним пламени.

Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-170, а для арктического масла-от 90 до 115 °С и зависит от фракционного состава, наличия относительно низкокипящих фракций и в меньшей степени от химического состава.

Температуры вспышки масел находятся в зависимости от упругости их насыщенных паров. Чем ниже упругость паров, чем выше температура вспышки, тем лучше можно дегазировать и осушать масло перед заливом в высоковольтное оборудование. Минимальная температура вспышки масел регламентируется не столько по противопожарным соображениям, сколько с точки зрения возможности глубокой их дегазации.

В отношении пожарной безопасности большую роль играет температура самовоспламенения; это температура, при которой масло при наличии воздуха загорается самопроизвольно без поднесения пламени. У трансформаторных масел эта температура около 350-400 °С.

У отечественных трансформаторных масел упругость насыщенных паров при 60 °С колеблется от 8 до 0,4 Па. У зарубежных масел, как правило, упругость паров ниже и составляет от 1,3 до 0,07 Па.

.2 Химические показатели

Трансформаторное масло является продуктом переработки нефти. Нефти различаются по химическому составу. Кроме того, химический состав масла зависит от способа его получения.

Практикой установлено, что эксплуатационные качества масел, различающихся происхождением и технологией получения, неодинаковы. Установлено, что между химическим составом масел и их поведением в эксплуатации существует определенная зависимость.

Масла состоят в основном из сложной смеси углеводородов различного строения, сернистых соединений (от 0,5 до 5 % в зависимости от содержания серы), небольшого количества азотосодержащих соединений, а также следов металлоорганических соединений. Химический состав масел характеризуется обычно по элементному и групповому составам.

Для низкомолекулярных углеводородных фракций (газы, бензины и др.) возможно определение индивидуального состава и строения молекул.

Для высококипящих углеводородных фракций, к которым должны быть отнесены трансформаторные масла, определение индивидуального состава (за исключением н-парафиновых и некоторых других углеводородов) невозможно в настоящее время и в обозримом будущем.

Поскольку состав углеводородов масел весьма сложен, принято условно считать молекулу олефиновой, если она содержит хотя бы одну непредельную связь; ароматической, если она содержит хотя бы одно ароматическое кольцо независимо от наличия нафтеновых колец и алкильных цепей при отсутствии непредельных; нафтеновой, если она содержит хотя бы одно нафтеновое кольцо независимо от наличия алкильных цепей при отсутствии ароматических циклов и непредельных связей; парафиновой, если она не содержит ни ароматических, ни нафтеновых колец, ни непредельных связей.

Ароматические углеводороды в свою очередь подразделяются на чисто ароматические с алкильными цепями, не содержащие нафтеновых циклов, и на нафтено-ароматические, содержащие кроме ароматических и нафтеновые циклы с алкильными цепями при ароматических или нафтеновых циклах.

Насыщенные углеводороды масел, составляющие основную его часть по массе до 95 %, подразделяются на парафиновые и нафтеновые углеводороды.

Парафины - насыщенные углеводороды с прямой (нормальные па-рафины) или разветвленной (изопарафины) цепью без кольчатых структур.

Нафтены (или циклопарафины) - насыщенные углеводороды, содержащие одно или более колец, каждое из которых может иметь одну или несколько прямых или разветвленных алкильных боковых цепей. В зависимости от числа колец в молекуле различают моноциклические, бициклические, триоциклические нафтены и так далее.

Ароматические углеводороды, содержащие одно или несколько ароматических ядер, которые могут быть соединены с нафтеновыми кольцами. Ароматические ядра могут быть конденсированными, как у нафталина или фенантрена, или же изолированными.

Непредельные углеводороды - углеводороды, имеющие одну или более олефиновых (ненасыщенных) связей в молекуле, обычно отсутствуют в продуктах прямой перегонки нефти и полностью отсутствуют в трансформаторных маслах. Кроме упомянутых углеводородных компонентов в составе масла содержатся неуглеводородные соединения. Последние могут иметь соответствующий углеводородный скелет с одним, двумя, тремя атомами серы, кислорода, азота.

Трансформаторное масло представляет собой очищенную нефтяную фракцию, выкипающую при температурах около 300-400 °С. В некоторых случаях фракционный состав масла может быть более узким или же, наоборот, расширенным.

Химический состав масел характеризуется по элементному, групповому и структурно-групповому составам.

Элементный состав. Молекулы трансформаторных масел в основном состоят из углерода и водорода. Кроме них содержатся до 0,3 % серы, 0,1 % кислорода и следы металлов. Зная молекулярную массу и содержание углерода и водорода, рассчитывают среднюю эмпирическую и общую формулы.

Групповой состав масел характеризует их по содержанию насыщенных и ароматических углеводородов.

Разделение масел на указанные группы производится с помощью жидкостей колоночной хроматографии на силикагел. Навеска масла фильтруется через силикагель марки АСК в колонне диаметром 50 мм и высотой 6 м. Фракцию отбирают по показателям преломления. Десорбция масла с силикагеля производится последовательно алкилатом, затем бензолом и спиртобензолом.

Из полученных растворов отгоняют растворители, и во фракциях определяется показатель преломления. Полученные отогнанные фракции объединяются по соответствующим значениям показателей преломления.

Групповой состав дает общее представление о содержании в масле насыщенных и ароматических углеводородов и самое предварительное представление о составе этих групп углеводородов.

Выше указывалось, что глубина химической характеристики масла зависит от применяемых средств разделения его и методов исследования продуктов разделения.

К методам разделения относятся адсорбционное разделение на насыщенную и ароматические части, разгонка на относительно узкие погоны, удаление н-парафиновых углеводородов методом депарафинизации, термодиффузионное разделение на фракции, отличающиеся по геометрии, компактности молекул и др.

К методам исследования продуктов разделения кроме обычных для определения физико-химических показателей относятся методы молекулярной спектроскопии.

С помощью масс-спектров можно количественно определить типы углеводородов по водородной недостаточности. Исследование масс-спектров масел ведут по методам, разработанным для насыщенных и ароматических углеводородов. Например, для насыщенных углеводородов с помощью масс-спектрометрии удается количественно определить содержание парафиновых углеводородов.

По инфракрасным спектрам удается определять концентрацию боковых цепей в зависимости от их длины, судить о степени разветвленности парафиновых цепей, оценивать содержание изолированных и геминальных групп и устанавливать общее содержание ароматических колец.

Ультрафиолетовые спектры поглощения характеризуют ароматические углеводороды, отличающиеся по структуре и типам ядер (бензольные, нафталиновые, антраценовые, фенантреновые, хризеновые).

Спектральные исследования в областях поглощения и масс-спектры позволяют в настоящее время определить состав и дать наиболее исчерпывающую информацию о структуре изучаемых трансформаторных масел. Этот комплекс данных в сочетании с физико-химическими параметрами помогает разобраться и определить зависимость свойств той или иной смеси от содержания тех или иных групп углеводородов.

Структурно-групповой состав характеризует нефтепродукт по среднему отношению структурных групп-ароматических и нафтеновых колец и парафиновых цепей.

Структурно-групповой состав дает предварительное представление о составе масла, поскольку не указывает, каким образом эти структурные группы соединяются в молекулах.

Существуют два метода интерпретации результатов, структурно-группового анализа. Первый состоит в определении числа колец (или цепей) в гипотетической молекуле образца, то есть молекуле, содержащей структурные группы в количествах, найденных структурно-групповым анализом.

Другой метод интерпретации заключается в определении процентного содержания углеродных атомов в ароматической, нафтеновой и парафиновой структурах.

Данные о структурно-групповом составе получаются на основании легко определяемых физических констант масел, таких, как плотность, коэффициент преломления, молекулярная масса, кинематическая вязкость, содержание углерода и водорода.

В число неуглеводородных компонентов трансформаторного масла входят асфальто-смолистые вещества, сернистые азотсодержащие органические соединения, нафтеновые кислоты, эфиры, спирты и соединения, содержащие металлы.

Асфальто-смолистые соединения придают трансформаторному маслу характерный цвет; некоторые из них обладают ингибирующим действием, другие, наоборот, угнетают, пассивируют антиокислительные присадки; наконец, смолы при окислении переходят в состав осадка.

Сернистые соединения содержатся во всех нефтях, однако количество их варьирует от десятых долей процента до 20 % и это оказывает существенное влияние на свойства нефтей и определяет особенности их переработки.

Если в низкокипящих фракциях нефти (бензине, керосине и др.) установлено наличие почти всех типов сернистых соединений, то фракции, выкипающие при температурах выше 200 °С, характеризуются сернистыми соединениями циклической структуры, главным образом ароматического характера.

При фракционной разгонке нефти значительная часть сернистых соединений концентрируется в масляных фракциях и остаточных продуктах.

Количество азотистых соединений в нефтях невелико (до 0,8 %). Около половины азота в дистиллятных фракциях приходится на азотистые основания, представляющие производные пиридина и хинолина. Встречаются соединения, относящиеся к пирролам, индолам, карбазолам. Есть сведения о присутствии в нефтях азотистых соединений иных типов. Следует подчеркнуть, что, несмотря на относительно невысокое содержание азотистых соединений в нефтепродуктах, они играют всегда существенную роль в процессах окисления их. Так, гетероциклические азотистые соединения (типа пиридина и хинолина) являются катализаторами окисления и, следовательно, нежелательными компонентами трансформаторных масел. Некоторые соединения, содержащие аминную группу наряду с фе-нольной, являются активными антиокислителями.

Нафтеновые кислоты содержатся в масляных дистиллятах, в том числе трансформаторных, в заметных количествах. Установлено, что существенная роль в образовании нерастворимых в нефтепродуктах осадков принадлежит нафтеновым кислотам, которые взаимодействуют с различными металлами. Следует также иметь в виду, что соединения, подобные нафтеновым кислотам, могут образовываться при окислении нафтеновых углеводородов масла.

Кроме нафтеновых кислот в маслах могут содержаться, правда в очень небольших количествах, кислоты жирно-ароматического ряда. Часть кислорода находится в фенольных соединениях. Могут присутствовать сложные эфиры, спирты и кетоны, а также, очевидно, перекисные соединения. Наконец, как уже упоминалось, некоторое количество кислорода входит в состав смол и асфальтенов.

В трансформаторных маслах всегда содержатся соли органических кислот и комплексные соединения металлов. В процессе нейтрализации дистиллятов щелочью образуются натриевые мыла нафтеновых кислот. Последние в значительной степени удаляются при промывке водой и почти полностью путем адсорбционной доочистки. В тех случаях, когда такая обработка в трансформаторных маслах, полученных кислотно-щелочной очисткой, не осуществляется, остается некоторое количество мыл. Масляные дистилляты содержат металлы, например ванадий. Это обусловлено летучестью некоторых производных ванадия, обладающих относительно низкой молекулярной массой. В свежих маслах в незначительных количествах находятся железо и медь. Вполне вероятно наличие в масле и других металлов - алюминия, титана, кальция, молибдена свинца, магния, хрома, серебра. Концентрация этих металлических производных очень невелика, присутствие их может быть обнаружено лишь специальными методами.

2. Способы очистки трансформаторных масел

Трансформаторные масла получают путем очистки дистиллятов нефти, выкипающих при атмосферном давлении в пределах около 300-400 °С. В ряде случаев используется более широкая фракция, выкипающая в более широких пределах - 280-430 °С.

Целью очистки является удаление из дистиллята нежелательных компонентов, ухудшающих стабильность масла против воздействия молекулярного кислорода, его электроизоляционные свойства, а также подвижность при низких температурах. К таким нежелательным компонентам относятся непредельные углеводороды, азотистые и ряд сернистых соединений, асфальто-смолистые вещества, полициклические углевородороды с короткими боковыми цепями (нафтеновые, ароматические и нафтено-ароматические), а также твердые углеводороды, в первую очередь парафины и церезины.

Твердые углеводороды, повышающие температуру застывания масла, удаляют путем депарафинизации масла селективными растворителями при пониженной температуре или карбамидом.

Рассмотрим кратко используемые промышленностью методы очистки.

Кислотно-щелочная очистка сводится к обработке дистиллята серной кислотой концентрацией 93-98 %. Расход кислоты в зависимости от химического состава сырья и задаваемой глубины очистки колеблется от 5 до 20 % по отношению к очищаемому дистилляту.

Непредельные соединения, образовавшиеся в процессе перегонки нефти, полимеризуются под действием кислоты и удаляются с кислым гудроном. Асфальто-смолистые вещества частично растворяются в кислоте без изменений, частично уплотняются за счет реакций конденсации и полимеризации и осаждаются с кислым гудроном. Азотистые соединения почти полностью переходят в кислый гудрон в виде сульфатов. Сернистые соединения извлекаются в незначительных количествах. Нафтеновые кислоты растворяются и сульфируются. Из углеводородной части дистиллята в большей степени удаляются полициклические ароматические углеводороды с короткими боковыми цепями. Увеличивая концентрацию и количество кислоты, можно добиться почти полного удаления смолистых веществ и ароматических углеводородов. Однако такое бесцветное и переочищенное масло будет нестабильным.

Кислое масло нейтрализуют водным раствором едкого натра до щелочной реакции. В процессе обработки щелочью происходит нейтрализация остатков серной кислоты, нафтеновых кислот, фенолов, сульфокислот и эфиров серной кислоты. По окончании нейтрализации масло нагревают, промывают водой до нейтральной реакции и подсушивают продувкой воздуха.

Сернокислотной очистке присущ ряд недостатков: недостаточно избирательное действие кислоты, приводящее к тому, что наряду с удалением некоторой части нежелательных компонентов происходит унос в кислый гудрон ценных компонентов масла, а некоторые сернистые соединения и нафтено-ароматические углеводороды удаляются не полностью. Образование кислого гудрона, не находящего применения, осложняющего и удорожающего производство и требующего специальной территории для его хранения (так называемые пруды).

В промышленности трансформаторные масла сернокислотной очистки получают из низкозастывающих дистиллятов анастасиевской и сахалинских нефтей, не требующих депарафинизации, и из парафинистых бакинских нефтей, подвергающихся карбамидной депарафинизации.

Указанные недостатки сернокислотной очистки и необходимость увеличения объема производства трансформаторных масел за счет менее качественного сырья - сернистых нефтей заставили искать новые способы очистки. Такими оказались: 1) очистка селективными (избирательными) растворителями, 2) адсорбционная очистка; 3) гидрогенизация (обработка водородом).

Селективная очистка заключается в избирательном извлечении растворителем из дистиллята нежелательных компонентов. Действие селективных растворителей основано на различной растворимости в них отдельных групп химических соединений, составляющих дистиллят.

Селективный растворитель должен прежде всего обладать большой избирательностью, то есть растворять только нежелательные компоненты, и одновременно высокой растворяющей способностью. Высокая селективность растворителя обеспечивает большой выход целевого продукта. Однако если растворитель будет обладать большой избирательностью, но малой растворяющей силой, расход его на очистку дистиллята будет велик. Таким образом, высокая избирательность растворителя определяет качество продукта и его выход, а растворяющая способность - главным образом, экономичность процесса (размер аппаратуры, эксплуатационные расходы).

Для повышения растворяющей способности к растворителю обычно добавляют бензол или толуол, способные растворять любые компоненты нефтепродуктов. В том случае, когда нужно снизить растворяющую способность, используют следующие приемы: уменьшают концентрацию компонента, обладающего высокой растворяющей способностью; добавляют воду к растворителю.

Из большего числа предложенных для очистки нефтепродуктов растворителей в производстве трансформаторных масел нашли применение фенол и фурфурол.

В Советском Союзе в настоящее время для получения масла из сернистых нефтей используется в основном фенол. По убывающей растворимости в феноле компоненты трансформаторного масла можно расположить в следующий ряд: смолы, сернистые и азотистые соединения, полициклические ароматические углеводороды и близкие к ним по строению сернистые соединения, ароматические углеводороды и, наконец, нафтеновые и парафиновые углеводороды.

Для повышения селективности фенола к нему добавляется 3-7 % воды.

Выход рафината зависит от качества сырья и глубины очистки (расхода фенола) и в среднем составляет около 70 %.

В промышленности очистка проводится в экстракционной колонне, где дистиллят и селективный растворитель контактируются на специальных тарелках. Растворитель подается в верх колонны, а дистиллят - в ее низ. Фенол, опускаясь и контактируясь с дистиллятом, извлекает из него нежелательные компоненты.

При очистке дистиллята восточных сернистых нефтей фенолом обычно придерживаются следующих условий: температуры верха и низа колонны около 50 и 40 °С, содержание воды в феноле - до 7 %; выход рафината - около 62 %. В этих условиях очистки рафинат содержит менее 0,4 % серы и содержит лишь следы азота.

При фенольной очистке, так же как и при кислотно-щелочной, адсорбционной и гидрогенизационной, не удаляются твердые углеводороды. Более того, в результате удаления около 30 % смол и ароматических углеводородов концентрация твердых, в основном парафиновых углеводородов увеличивается.

Рафинат трансформаторного масла после фенольной очистки дистиллята сернистых нефтей характеризуется температурой застывания порядка 20 °С. Путем добавления присадок не удается снизить температуру застывания этого рафината. Поэтому для удаления твердых углеводородов масла подвергают депарафинизации.

Депарафинизация масел может быть осуществлена различными способами: путем выделения твердых кристаллов углеводородов из раствора при охлаждении; путем образования комплекса углеводородов с карбамидом.

Депарафинизация включает обработку масла растворителем, состоящим из смеси метилэтилкетона, бензола и толуола, термическую обработку, охлаждение до требуемой температуры, отделение твердых углеводородов на вакуум-фильтрах или центрифугах.

Ацетон и метилэтилкетон практически не растворяют парафина, но в то же время они слабо растворяют масло. Для повышения растворяющей способности добавляют бензол.

При смешении ацетона с бензолом в соответствующей пропорции получается смесь, слабо растворяющая парафины при низких температурах и полностью растворяющая жидкие компоненты масла.

При депарафинизации рафината фенольной очистки трансформаторного масла обычно используют смесь, содержащую около 30 % ацетона и 70 % ароматических углеводородов. Расход растворителя составляет от 100 до 150 % по отношению к сырью.

Выход депарафинизата составляет около 70 %, считая на рафинат, или около 50 %, считая на дистиллят.

В качестве завершающей операции депарафинизированный рафинат подвергается контактной доочистке отбеливающей землей.

В последнее время вместо депарафинизации в растворе ацетона, толуола и бензола широко развиваются процессы удаления парафиновых углеводородов нормального строения с помощью мочевины (карбамида), образующей с ними твердый комплекс.

Основное преимущество карбамидной депарафинизации - проведение процесса при температуре окружающего воздуха, то есть исключение установок глубокого охлаждения.

Процесс карбамидной депарафинизации имеет ограничения. Комплекс образуется преимущественно с парафинами. Известно, что изопарафиновые углеводороды, содержащие в разветвлении небольшое число метильных или этильных групп, характеризуются высокой температурой плавления. Кроме того, некоторые нафтеновые и ароматические углеводороды также плавятся при относительно высокой температуре.

В то же время при карбамидной депарафинизации трансформаторных масел могут удаляться парафиносые углеводороды и изопарафиновые, содержащие не более одной метильной или одной этильной боковых цепей.

Поэтому метод карбамидной депарафинизации имеет ограничение.

В настоящее время карбамидной депарафинизации подвергаются трансформаторные масла кислотно-щелочной очистки из бакинских нефтей.

Холодной депарафинизации в смеси ацетона или метилэтилкетона подвергаются масла фенольной очистки из нефтей Татарии и Западной Сибири.

В отличие от силикагеля, алюмогеля и отбеливающих земель активированный уголь способен адсорбировать на своей поверхности углеводороды с длинными, мало разветвленными цепями (в основном твердые парафины нормального строения). Это свойство угля предлагалось использовать для депарафинизации масел. Практического применения этот метод не нашел.

Адсорбционная очистка нашла применение как основной процесс очистки трансформаторных дистиллятов и как заключительная операция по доочистке масел, получаемых другими способами.

Для доочистки масел, как правило, применяется контактная обработка.

Контактная очистка заключается в том, что масло смешивается с отбеливающей землей (глиной), подвергается нагреву в течение времени, необходимого для завершения процесса адсорбции, и фильтруется для отделения глины от масла.

Обычно в состав отбеливающих земель входят гидросиликаты алюминия. Адсорбционные свойства глины зависят не только от химического состава, но и от строения частиц, диаметра пор, влажности и размера частиц.

Наибольшую активность имеет глина, содержащая оптимальное количество влаги (10-15 %). Чем мельче помол глины, тем она активнее, так как скорость диффузии адсорбируемого вещества во внутренние поры зависит от степени измельчения. При слишком большом измельчении глины могут возникнуть затруднения с отделением глины на фильтре.

В процессе контактной очистки масло окончательно шлифуется: из него удаляются наиболее полярные примеси - смолы, мыла, низкомолекулярные кислоты, в результате чего улучшается цвет масла, повышаются его электроизоляционные свойства и прочее.

Адсорбционная очистка с движущимся слоем адсорбента используется в промышленности для получения трансформаторных масел.

Сущность процесса заключается в адсорбции движущимся алюмосиликатным катализатором (0,25-0,5 мм) из раствора дистиллята в бензине (с заданным количеством ароматических углеводородов) нежелательных компонентов, испарении из масла бензина и регенерации адсорбента.

В настоящее время масло адсорбционной очистки получают из дистиллята анастасиевской нефти, не требующего депарафинизации.

Гидроочистка (обработка водородом) в отличие от указанных выше способов очистки позволяет произвести химические преобразования углеводородов и сернистых соединений, составляющих трансформаторный дистиллят. В этом принципиальное отличие и преимущество этого метода.

Получение трансформаторного масла осуществляется по следующей схеме: гидрирование дистиллята, разгонка гидрогенизата, депарафинизация, контактная или перколяционная доочистка адсорбентом или гидроочистка.

Гидрирование ведут в реакторах при избыточном давлении на алюмокобальтмолибденовом катализаторе при температуре 400-425 °С, объемной скорости 0,5-1,0 ч-1 (объемная скорость - это объем сырья, прошедшего через объем катализатора за 1 ч) )при расходе водорода около 20 кг на 1 т сырья.

В последние годы широкое распространение нашли процессы гидрокрекинга под давлением с целью получения малосернистых нефтепродуктов, в том числе котельного топлива.

Трансформаторная фракция, получаемая в этом процессе, после доочистки и депарафинизации, в случае необходимости, является превосходным трансформаторным маслом.

В процессе гидрокрекинга протекают следующие реакции.

Парафиновые углеводороды расщепляются по С-С-связям, насыщаются водородом и гидроизомеризуются. Это приводит к образованию изопарафиновых углеводородов.

Непредельные углеводороды в основном гидрируются.

Нафтеновые углеводороды подвергаются дециклизации, деалкилированию, изомеризации циклов и гидрогенолизу моноциклических нафтеновых углеводородов, т. е. дециклизации с образованием в основном изопарафиновых углеводородов.

Ароматические углеводороды подвергаются ряду превращений, в результате которых увеличивается концентрация нафтеновых и парафиновых углеводородов.

Сернистые, кислородные и азотистые соединения в условиях гидрокрекинга преобразуются с образованием сероводорода, воды и аммиака. Углеводородная часть претерпевает значительные превращения с образованием в основном насыщенных углеводородов.

Готовое масло содержит следы серы, азота и кислородных соединений.

3. Оценка качества трансформаторных масел

При получении трансформаторных масел из новых сортов нефтей или же использовании новых способов очистки каждый раз необходимо заранее оценить основные эксплуатационные свойства масел, определяющие их поведение в реальных условиях. Разработка и внедрение различного рода присадок, улучшающих химическую стабильность и другие свойства трансформаторных масел, также немыслимы без предварительной оценки их эффективности. В связи с этим в практике широко используются различные лабораторные методы, с помощью которых удается в сравнительно короткий срок составить себе представление о возможном поведении трансформаторного масла в эксплуатационных условиях.

Все известные методы подобного рода основаны на принципе форсирования в искусственных условиях окисления трансформаторного масла, что достигается воздействием факторов, известных в качестве ускорителей этого процесса, температуры, электрического поля и других, уже упоминавшихся. От того, насколько удачно выбраны эти факторы, как близко удалось воспроизвести основные условия работы масла в трансформаторе, зависит степень сходимости результатов оценки масла лабораторным методом с тем, что будет иметь место в эксплуатации.

Известен ряд методов, которые позволяют удовлетворительно дифференцировать масло из одной нефти, но различной степени очистки; меньшее число методов пригодно для сравнительной оценки масел различного происхождения, а тем более масел, содержащих антиокислительные присадки.

В СССР для оценки окислительной стабильности трансформаторных масел используют метод окисления по ГОСТ 981-80 (количество окисляющегося масла 30 г, температура 120 °С, катализаторы - медь и железо, скорость продувки кислорода через масло 200 мл/мин, продолжительность окисления 14 и 30 ч и более). В Союзтехэнерго был разработан статический метод окисления трансформаторных масел (количество окисляющегося масла 100 мл, температура 120 °С, продолжительность окисления 50 ч и более, катализатор - медь - 27 см2). Для исследовательских целей имеется вариант прибора, в котором на боковой поверхности впаян отросток, образующий единый контур с прибором. В этот отросток во время опыта загружается адсорбент, чем имитируются условия работы термосифонного фильтра трансформатора.

Для оценки стабильности эффективности ингибированных масел предложен исследовательский метод, основанный на определении скорости поглощения кислорода маслом и продолжительности индукционного периода при окислении масла кислородом в замкнутой системе (количество масла 3,0 г, катализатор - медь - 5 см2, температура 120-130 °С, продолжительность 20-40 ч).

Сравнение кинетических кривых, характеризующих изменение основных эксплуатационных показателей масел, позволяет вполне четко дифференцировать масла как различной глубины очистки из одного сырья, так и из различных нефтей, а также получать близкую к реальной оценку стабильности ингибированных масел (рис. 12.3).

В последнем случае в дополнение к другим показателям определяется расход антиокислительной присадки (рис. 12.4).

В ингибированных маслах зачастую не удается на основании сравнения физико-химических показателей достаточно четко выявить изменения, происходящие в процессе окисления масла. Это обусловлено тем, что показатели такого масла практически не изменяются в продолжение всего индукционного периода. В этом случае информация о скорости расхода ингибитора позволяет оценивать стабильность масел. Наконец, на основании сравнения кинетических кривых расхода ионола появляется возможность оценивать относительный срок службы различных ингибированных масел. Лабораторная оценка эксплуатационных свойств трансформаторных масел дополняется данными по влиянию их на разрушение изоляционных материалов из целлюлозы (рис. 12.3).

Заключительной стадией экспериментов, после которых новые масла или присадки к ним получают путевку в жизнь, являются стендовые испытания в небольших специально оборудованных трансформаторах. Если проводить сравнение с практикой испытаний смазочных моторных масел, то такой этап равноценен стадии испытаний масла в стендовых условиях на реальных двигателях.

Для трансформаторных масел организация эксплуатационных испытаний в полном смысле этого слова достаточно сложна, учитывая как значительный срок службы масла, определяемый годами, так и реальную невозможность подобрать для сравнения трансформаторы, которые работали бы в строго идентичных условиях.

Следует заметить, что до последнего времени было принято считать результаты наблюдения за поведением масел в эксплуатации решающим критерием при оценке качества масла. Это было справедливо в условиях, когда, например, в течение 30-40 лет единственным сырьем для получения трансформаторных масел служили исключительно балаханская масляная нефть бакинского месторождения и доссорская малопарафинистая нефть Эмбенского района. В течение 3-5 лет, то такие данные трудно считать достоверными.

Первый вариант стендового метода в СССР был создан во ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского [12.6]. Дальнейшим развитием этого направления явился стенд Московского электрозавода и Мосэнерго [12.7]. Для проведения испытаний используются специально сконструированные небольшие силовые трансформаторы, вмещающие около 30 л масла. С целью воспроизведения реальных условий работы масла трансформаторы эксплуатируются в нагрузочном режиме.

В настоящее время принят следующий путь оценки качества новых трансформаторных масел, позволяющий обосновать способ и необходимую глубину очистки, произвести подбор и оптимальную концентрацию присадки. Первым этапом являются лабораторные исследования. Они включают оценку соответствия масел требованиям ГОСТ, определение основных химических и электрофизических свойств масел, а в первую очередь их стабильности (по ряду методов, в том числе по методам в электрическом поле). Отобранные в результате таких испытаний масла для окончательной оценки подвергаются старению в небольших трансформаторах в стендовых условиях. Такой комплекс испытаний трансформаторного масла можно назвать типовыми испытаниями.

Типовым испытаниям должно подвергаться каждое новое масло (в том числе ингибированное), которое готовится к выпуску нефтеперерабатывающим заводом.

В случае получения положительных результатов типовых испытаний данного трансформаторного масла точно фиксируются состав сырья, из которого был получен образец, и технология его изготовления. Такие условия должны непременно соблюдаться в течение всего периода производства данного масла на нефтеперерабатывающем заводе. Ускоренные лабораторные испытания окажутся приемлемыми при контроле технологического процесса получения масла, прошедшего типовые испытания. Скромные расходы, связанные с внедрением в практику подобной системы оценки масел, с лихвой окупаются огромной экономией в масштабе всего народного хозяйства, которая будет иметь место за счет выпуска достаточно долговечно работающих трансформаторных масел.

В связи с этим целесообразно, чтобы заводы-изготовители трансформаторного масла гарантировали потребителям основные эксплуатационные качества масла (химичекую и электрофизическую стабильность, влияние на прочность изоляции, низкотемпературные свойства и т. д.). При этом отпала бы необходимость в проведении весьма трудоемких контрольных испытаний в объеме требований действующих ГОСТ, которым трансформаторные масла подвергаются в настоящее время у потребителей. Объем обычных контрольных испытаний свежего масла на местах потребления в таком случае мог быть ограничен жестким минимумом показателей, на изменения которых могли бы повлиять неблагоприятные условия хранения и транспортировки.

Заключение

В данной работе была рассмотрена ТЭЦ как средство получения энергии и тепла. В ходе работы было установлено, что исходным источником энергии на ТЭЦ является: органическое топливо (на паротурбинных и газотурбинных ТЭЦ) либо ядерное топливо (на атомных ТЭЦ). Также мы узнали, что различают ТЭЦ промышленного типа - для снабжения теплом промышленных предприятий, и отопительного типа - для отопления жилых и общественных зданий, а также для снабжения их горячей водой.

Список использованных источников

1 Прохоров А.М. Большая советская энциклопедия / Большой советской энциклопедии: в 30 т. - 3-е издание 5 т. - М.: Издательство «Советская энциклопедия», 1969-1978. - С. 270-297.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Белорусский национальный технический университет Научно-исследова

Больше работ по теме: