Трансформаторное масло (стр. 2 )

В трансформаторных дистиллятах из некоторых бакинских нефтей [Л. 1-24] количество метано-нафтеновых углеводородов колеблется в пределах от 59 до 75%, суммарное количество легких и средних ароматических углеводородов - от 15,3 до 26, 9 % и, наконец, тяжелых ароматических углеводов - от 6, 2 до 10% (табл. 1-6). Кольцевой анализ хроматографических фракций позволяет считать, что в дистилляте из балаханской масляной нефти нафтеновые и легкие ароматические углеводороды обладают более длинными боковыми цепями, чем в дистиллятах других нефтей, а также содержат меньше колец [Л. 1-25, 1-26, 1-27].

В связи со значительным расширением переработки высокосернистых нефтей восточных районов СССР исследован химический состав трансформаторных фракций этих нефтей методами хроматогра-фического разделения. По данным табл.1-7 можно проследить, как с увеличением количества фенола, применяемого для очистки дистиллята, изменяется соотношение групп углеводородов, снижается содержание тяжелых ароматических соединений. Эти масла отличаются от бакинских меньшими значениями плотности и коэффициента преломления соответствующих хроматографических групп углеводородов. Это позволяет предполагать, что нафтеновые углеводороды этих масел содержат достаточно длинные боковые цепи, в то время как для бакинских масел более характерным является наличие би - и трициклнческих соединений. То же самое можно предполагать и в отношении строения ароматических углеводородов. В составе масел практически отсутствуют чисто парафиновые углеводороды, поскольку в основном (за исключением застывающих при достаточно низких температурах) они удаляются при депарафинизации дистиллятов.

Применение хроматографических методов разделения трансформаторного дистиллята в сочетании с окислением сернистых соединений, структурно-групповым анализом выделенных ароматических фракций и спектральным анализом [Л. 1-28] позволило установить (табл. 1-8 и 1-9), что легкие ароматические углеводороды (удельная дисперсия 133) в основном состоят из ароматических моноциклических структур с небольшой примесью бициклических и нафтено-ароматических углеводородов. Содержание парафиновых цепей составляет 75%. причем они сравнительно коротки. Средние ароматические углеводороды (удельная дисперсия 147) состоят из бициклическнх нафтено-ароматических углеводородов и содержат меньше алкильных цепочек, еще более коротких (табл. 1-9).

Иной структурно-групповой состав характерен для трансформаторного масла, полученного из туймазинской нефти путем предварительного гидрирования (насыщения водородом) исходного сырья и последующей депарафинизации масляной фракции, выкипающей в пределах 300-100° С (табл. 1-10).

По сравнению с маслом фенольной очистки (см. табл. 1-7) в его составе значительно меньше парафино-нафтеновых и примерно в 6 раз больше легких ароматических углеводородов. Увеличение количества последних связано с теми изменениями, которые претерпевает масляная фракция в процессе гидрирования.

Интересные данные но углеводородному составу трансформаторных масел получены методом хроматографии в тонком слое [Л. 1-30]. Этот метод привлекает точностью, быстротой, простотой применяемой аппаратуры и позволяет определять содержание в. маслах ароматических соединений, продуктов окисления, а также различных ингибирующнх добавок. С помощью такой методики можно дифференцировать масла, различающиеся происхождением, проследить изменения состава масел в процессе очистки и т. д.

Хроматография в тонком слое представляет собой адсорбционный микрометод. Работа проводится на тонких слоях специально приготовленного силикагеля, наносимых на стеклянные пластинки. Последние вместе с каплями анализируемого продукта погружаются в растворитель, который сравнительно быстро перемещается вверх по слою силикагеля. При этом вследствие различных скоростей передвижения отдельных групп углеводородов масла последнее разделяется на структурные компоненты. Обработка хроматограммы специальными реактивами позволяет выявить различно окрашенные пятна, соответствующие определенным компонентам (рис. 1-6).

Характеристики отдельных групп углеводородов, выделенных из дистиллятов трансформаторных масел некоторых бакинских нефтей хроматографическим методом [Л. 1-24]

Трансформаторные дистилляты нефтей	Группы углеводородов	Содержание, %	Физико-химические показатели	Кольцевой анализ
Средний коэффициент преломления	Плотность	Молекулярный вес	Кинематическая вязкость при 50° С, сст	Среднее число колец в молекуле	Среднее числов атомов С в кольцах	Среднее числов атомов С в боковых цепях
Балаханской масляной	Парафиновые + нафтеновые	75,0	1,4682	0,8566	281,0	7,71	1,5	8,5	14-10
Легкие ароматические, =1,4900÷1,5300	8,25	1,5109	0,9220	284,0	12,19	1,5	8,5	15-11
Средние ароматические= 1,5300÷1,5900	7,10	1,5609	0,9864	237,0	14,63	2,1	11,5	7-3
Тяжелые ароматические, > 1,5900	6,2	1,6114	1,0389	225,0	15,57	2,7	14,3	4-0
Смолистые соединения	1,59	-	1,0301	289,0	-	-	-	-
Балаханской тяжелой	Парафиновые + нафтеновые	59,0	1,4760	0,8752	262,0	8,55	1,84	10,5	10-6
Легкие ароматические, =1,4900÷1,5300	15,4	1,5112	0,9251	278,0	10,83	1,5	8,5	14-10
Средние ароматические= 1,5300÷1,5900	11,5	1,5593	0,9822	228,0	11,05	2,1	11,5	7-3
Тяжелые ароматические, > 1,5900	10,0	1,6060	1,0329	224,0	18,08	2,6	13,8	4-0
Смолистые соединения	4,1	-	1,0207	323,0	-	-	-	-
Месторождения «Нефтяные камни»	Парафиновые + нафтеновые	65,80	1,4720	0,8640	281,0	7,88	1,68	9,5	12-8
Легкие ароматические, =1,4900÷1,5300	12,30	1,5154	0,9255	266,0	10,93	1,53	8,7	12-8
Средние ароматические= 1,5300÷1,5900	10,6	1,5581	0,9816	238,0	13,15	2,1	11,7	8-4
Тяжелые ароматические, > 1,5900	9,50	1,6181	1,0441	215,0	14,77	2,67	14,0	3
Смолистые соединения	1,80	-	1,0585	292,0	-	-	-	-
Бузовинский	Парафиновые + нафтеновые	67,80	1,4708	0,8593	277	7,91	1,6	9,2	13-9
Легкие ароматические, =1,4900÷1,5300	12,70	1,5130	0,9212	263	10,91	1,5	8,5	12-8
Средние ароматические= 1,5300÷1,5900	9,90	1,5478	0,9642	237	10,85	1,92	10,7	8-4
Тяжелые ароматические, > 1,5900	7,40	1,5997	1,0253	225	-	2,55	13,4	4-0
Смолистые соединения	2,20	-	1,0283	296	-	-	-	-

Таблица 1-7

Углеводородный состав фракции 300-400° С нефти Ромашкинского месторождения и масел, полученных из нее методом селективной очистки [Л. 1-27]

Дистиллят и масла	Группы углеводородов	Содержание, %	Физико-химические показатели
коэффициент преломления	Плотность	Удельная дисперсия	Кинематическая вязкость при +100° С, сст
Депарафинированный дистиллят	Низкозастывающие парафиновые + нафтеновые	44,6	1,4596-1,4710	0,0318-0,6533	96-102	2,65-2,77
Легкие ароматические	4,9	1,4859	0,8763	119	3,11
Средние ароматические	13,6	1,4970-1,5240	0,8945-0,9370	130-155	3,42-3,45
Тяжелые ароматические	32,5	1,5340-1,5970	0,9564-1,0405	166-239	-
Смолы	4,5	-	1,0275	-	-
Масло, полеченное очисткой дистиллята 150% фенола	Низкозастывающие парафиновые + нафтеновые	62,4	1,4613-1,4654	0,8335-0,8467	97,4-98,6	2,63-2,72
Легкие ароматические	5,8	1,4859	0,8765	119	3,28
Средние ароматические	20,8	1,4980-1,5209	0,8954-0,9456	132-146	3,46-3,54
Тяжелые ароматические	8,3	1,5481	0,9729	180	4,27
Смолы	2,3	-	1,0313	-	-
Масло, полеченное очисткой дистиллята 150% фенола	Низкозастывающие парафиновые + нафтеновые	72,9	1,4610-1,4647	1,8342-0,8452	97-98	2,75-2,78
Легкие ароматические	4,4	1,4735-1,4887	0,8598-0,8792	103-121	3,06-3,62
Средние ароматические	20,8	1,4910-1,5273	0,8812-0,9517	126-156	3,75-4,4
Тяжелые ароматические	Отсутствуют	Отсутствуют	-	-	-
Смолы	1,8	-	0,9613	-	-

Таблица 1-8

Структурно-групповой состав фракций ароматических углеводородов, выделенных из дистиллята туймазинской нефти, выкипающего в пределах температур 300-400 °С [Л. 1-28]

Фракция	Удельная дисперсия			Молекулярный вес	В средней молекуле
%	Число колец
ароматических колец	нафтеновых колец	парафиновых цепей	ароматических	нафтеновых	общее
1	133	0,8952	1,5015	300	22,5	2,5	75,0	1,17	0,13	1,3
4	447	0,9286	1,5148	280	27,0	25,0	48,0	1,20	1,10	2,3
6	180	0,9538	1,5412	262	33,0	25,0	42,0	1,56	1,19	2,75
9	260	1,0268	1,6051	254	57,0	10,0	33,0	2,55	0,45	3,0

Таблица 1-9

Результаты спектрального структурно-группового анализа гидрированных фракций [Л. 1-28]

Номер фракции	Найдено структурных групп, %, вес.	Содержание парафиновых цепей, % вес., на основании
открытых цепочек с числом звеньев n, равным	всего фатических -групп	-групп	спектрального анализа	физических констант
6	4-5	3	2	1
1	19,2	3,0	4,4	2,7	2,8	32,1	28,0	60-80	75
4	6,6	6,7	3,8	2,3	2,2	21,6	25,0	27-62	48
9	0,3	1,2	0,7	1,1	1,6	5,2	27,5	33-35	33

Таблица 1-10

Групповой химический состав трансформаторного масла от переработки фракции туймазинской девонской нефти, выкипающей в пределах температур 300-400° С [Л.1-29]

(режим гидрирования: избыточное давление 40 aт, температура 425° С, алюмокобальтмолибденовый катализатор)

Группы углеводородов	Содержание %, вес.
исходное сырье	гидрогенизат (фракции масла 300-400° С)	трансформаторное масло (после гидроочистки)
Парафино-нафтеновые	58,20	65,94	57,59
Легкие ароматические	14,13	19,13	24,07
Средние ароматические	8,90	5,00	5,97
Тяжелые ароматические	14,44	9,06	11,14
Смолы	4,33	0,97	1,23

Рис. 1-6. Хроматограмма в тонком слое различных электроизоляционных масел {Л. 1-30].

- чисто парафинистое масло; b - масло, не содержащее ароматических соединений (содержит парафиновые и нафтеновые структуры); с - масло, содержащее парафиновые, нафтеновые и небольшое количество бициклических ароматических углеводородов; d - масло, помимо парафино-нафтеновых углеводородов, содержащее би - и трициклические (ряда фенантрена) ароматические углеводороды; е - искусственная смесь различных индивидуальных углеводородов:1 - октадекан; 2 - фенилциклогексан; 3 - 2,6-диметилнафталин; 4- фенантрен; 5 - 1,4-дифенилбутадиен; П - парафиновые углеводороды (желто-коричневый цвет); Н - нафтеновые углеводороды (коричнево-синий цвет); А - ароматические углеводороды (желто-зеленый цвет); И - ингибитор (сине-фиолетовый цвет), 2,6 - дитретичный бутил, 4-метилфенолин

Перспективно совместное применение методов хроматографии в тонком слое и газожидкостной хроматографии. С помощью последнего метода удается разделить узкие нефтяные фракции на углеводороды с различным числом атомов углерода, а также осуществить количественное определение ингибитора в масле. Кроме того, возможно проследить изменения, которые происходят с маслами в процессе старения.

Метод газожидкостной хроматографии [Л. 1-31] основан на различной растворимости разделяемых углеводородных компонентов в жидком растворителе, который наносят на твердый адсорбент-носитель. При этом происходит распределение компонентов по зонам по длине колонки и разделение при промывании колонки каким-либо инертным газом.

При прохождении смеси газа-носителя и паров испытуемых жидкостей мимо детектора, в качестве которого чаще всего используют высокочувствительный катарометр, фиксируется изменение теплопроводности газовой смеси.

Известны и другие виды детекторов, например ионизационного типа и т. д. Сигналы детектора регистрируются с помощью электронного самопишущего потенциометра в виде хроматограммы, пики которой соответствуют наличию в газе-носителе компонентов, заставляющих детектор реагировать. По местоположению отдельных пиков можно определить качественный состав смеси; количественные определения производят путем вычисления площадей и измерения высоты пиков (рис. 1-7 и 1-8).

Для установления строения содержащихся в масле углеводородов часто пользуются методом окисления с последующей идентификацией продуктов окисления. Характер последних позволяет судить о строении исходных углеводородов [Л. 1-33, 1-34]. К примеру характер окисления масел из палеозойской и доссорской нефтей позволяет сделать заключение о различном строении ароматических углеводородов этих масел (табл. 1-11). Образование асфальтенов в результате окислительной конденсации ароматических ядер и оксикислот указывает на наличие в ароматической части масла из нижнепа-

Рис. 1-7. Хроматограммы парафиновых фракций электроизоляционных масел А и Б, полученные методом газожидкостной хроматографии [Л. 1-32].

Цифры в верхней рамке указывают число атомом углерода в парафиновых цепях; величина пика характеризует количество данного углеводорода. Условия опыта: колонка из нержавеющей стали, общая длина 50 м, диаметр 0,2 мм, носитель №2, жидкая фаза апиезол Л, температура колонки 120-250 °С.

леозойской нефти нафтено-ароматических структур. Невысокая кислотность является признаком отсутствия длинных парафиновых цепей. Ароматическая часть масла

Рис.1-8. Хромотограммы электроизоляционного масла с различным содержанием ингибитора (ионола).

А-0%; Б-0,4%; Г-1,3% (получены методом газожидкостной хроматографии) [Л. 1-32]. (Условия опыта см рис. 1-7.)

из доссорской нефти окисляется аналогично цетил-нафталину, по-видимому, не содержит большого числа колец и имеет длинные боковые цепи. Наличие низкомолекулярных кислот среди продуктов окисления позволяет предполагать разветвленность боковых цепей.

Таблица 1-11

Окисление ароматических и нафтеновых фракций из масел и некоторых индивидуальных углеводородов [Л. 1-33]

Углеводороды	Анализ продуктов реакции после окисление при температуре 150° С и давлении кислорода 15 атв течении 3 ч
Кислотное число мг КОН/г	Асфальтены, %	Окислоты, %	Смолы, %
Ароматические углеводороды
Ароматические, выделенные из остаточного масла сураханской парафинистой нефти	2,25	0	0	-
Цетилнафталин	2,33	0	0	-
Ароматические из машинного масла тяжелой бакинской нефти	13,9	7,8	16,3	13,2
Октогидроантрацен	11,4	11,4	32,5	12,1
Ароматические из машинной фракции грозненской парафинистой нефти	2,82	11,3	-	57,0
Трифенилметан	5,0	8,3	-	36,6
Ароматические из масла нижнепалеозойской нефти (нерастворимые в феноле)	0,08	1,31	0,36	-
То же из доссорской нефти	4,5	0	Следы	-
Нафтеновые углеводороды, выделенные из фракции, выкипающей в пределах температур 350-400° С
Доссорской нефти	36,0	-	3,10	11,7
Грозненской беспарафинистой нефти	42,5	-	4,10	17,3
Балаханской легкой нефти	57,2	-	4,2	16,3

Характер продуктов окисления нафтеновых фракций грозненской и доссорской нефтей указывает на сходствово структур углеводородов, содержащихся в них. Более высокое значение кислотности у продуктов окисления нафтенов из балаханскои нефти свидетельствует о наличии длинных боковых цепей и т. д.

1-2. НЕУГЛЕВОДОРОДНЫЕ

КОМПОНЕНТЫ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ

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

А. Асфальто-смолистые вещества

В процессе очистки трансформаторных дистиллятов из них обычно удаляется большая часть асфальто-смолистых веществ. Содержание последних в готовом трансформаторном масле, как правило, не превышает 2,0-2,5%. Несмотря на такую сравнительно невысокую концентрацию, некоторые из соединений этого типа оказывают существенное влияние на эксплуатационные свойства трансформаторных масел. 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.

В работах ([Л. 1-33, 1-34] дана следующая классификация асфальто-смолистых веществ:

1. Нейтральные смолы-соединения, растворимые в петролейном эфире[2], нефтяных фракциях, обладающие жидкой или полужидкой консистенцией; плотность

их около 1,0.

2. Асфальтены - твердые вещества, нерастворимые в петролейном эфире, но растворимые в бензоле и соединениях ряда бензола, хлороформе, сероуглероде; плотность их более 1.

3. Карбены - вещества, нерастворимые в обычных растворителях и лишь частично растворимые в пиридине и сероуглероде.

4. Асфальтогеновые кислоты и их ангидриды - отличаются от нейтральных смол кислым характером, нерастворимостью в петролейном эфире и растворимостью в спирте.

Считают [Л. 1-35], что асфальтены и нейтральные смолы представляют собой кислородсодержащие полициклические соединения, имеющие не более одной двойной связи. Специфические реакции позволили определить в составе смол ароматические ядра, серу и азот, на основании чего их относят к нейтральным полициклическим гетеросоединениям [Л. 1-33].

В табл. 1-12 приведен элементарный состав смол различных нефтей, дающий представление о соотношении между углеводородной частью, серой, азотом и кислородом в этих соединениях [Л. 1-33, 1-35, 1-36].

Таблица 1-12

Элементарный состав смол и асфальтенов

Характер смол, асфальтенов	Элементарный состав, %
C	H	O	S	N
Смолы (молекулярный вес 450-900)
Из грозненской парафинистой нефти [Л. 1-331:
нерастворимые в феноле	86,60	11,50	1,52	0,38	-
растворимые в феноле	86,83	10,52	2,23	0,42	-
Из карачухурской нефти [Л. 1-33]:
нерастворимые в феноле	87,24	12,08	0,41	0,27	-
растворимые в феноле	87,58	10,62	1,54	0,35	-
Из грозненской беспарафиновой нефти [Л. 1-36]:
десорбированные из силикагеля четыреххлористым углеродом	84,62	10,21	3,42	0,58	1,17
то же бензолом	83,86	10,10	4,22	0,65	1,17
то же смесью ацетона и бензола	81,25	10,00	5,41	1,16	2,18
Из ставропольской нефти [Л. 1-37]-выделены на силикагеле	82,97	9,56	3,13	3,47	0,87
Из палванташской нефти [Л. 1-37]-выделены на силикагеле	86,32	9,40	2,35	0,94	0,99
Из эмбенских масляных нефтей[Л], растворимые в пропане, и нерастворимые в феноле	84,18	11,21	2,80	1,31	0,50
Из туймазинской нефти [Л. 1-37] нерастворимые в феноле	79,84	11,50	-	2,84	0,14
Асфальтены (молекулярный вес около 1 900)
Ставропольская нефть [Л. 1-37]	80,16	8,08	6,64	3,90	1,22
Палванташская нефть [Л. 1-37]	87,17	8,30	1,75	1,68	1,10

Структурно-групповой анализ смол (табл. 1-13) свидетельствует о наличии в их составе полициклических структур, главным образом ароматических. В некоторых случаях количество ароматических и нафтеновых структур примерно одинаково.

Таблица 1-13

Структурно-групповой состав смол [Л. 1-37]

Продукт	Число колец на среднюю молекулу
общее	ароматические	нафтеновые
Смолы, растворимые в пропане, из туймазинской нефти	5	3,4	1,6
Смолы, растворимые в пропане, из эмбенских масляных нефтей	5	2,7	2,3
Смолы из дистиллята эмбенских смолистых нефтей	4,5	3,7	0,8
Смолы из мухановского масляного дистиллята	5-6	3,3-38	2-2,2
Смолы из небитдагского масла сернокислотной очистки	4-5	2,6-3,3	1,4-1

Б. Сернистые соединения

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

Достаточно подробные данные по химии сернистых соединений, содержащихся в нефтях, приведены в [Л. 1-38, 1-39].

Если в низкокипящих фракциях нефти (бензин, керосин 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 маслах и остаточных продуктах (табл. 1-14).

В дистиллятах из сернистых нефтей восточных районов СССР, соответствующих трансформаторному маслу, содержится 1,4-1,7% вес. серы. В товарных трансформаторных маслах из этих нефтей содержание серы благодаря очистке ниже, как правило, не более 0,6-0,7% вес. В трансформаторных дистиллятах из нефтей бакинских месторождений содержание серы незначительно (менее 0, 2%).

Таблица 1-14

Характеристика отдельных масляных фракций сернистых нефтей [Л. 1-40]

Продукт	Вязкость кинематическая при 50°С, сст	Сера, %
Маловязкая дистиллятная фракция	7,4-8,0	1,4-1,7
Дистиллятная фракция средней вязкости	12,5-14,0	1,5-1,7
Вязкая дистиллятная фракция	-	1,5-1,7
Гудрон после отбора масляных фракций	-	2,4-2,6

Индентификация сернистых соединений нефти связана с концентрированием и выделением их из различных нефтяных фракций. Выделение сернистых соединений можно осуществлять физическими и химическими методами. Одним из наиболее рациональных методов концентрирования сернистых соединений признан адсорбционный [Л. 1-38].

Учитывая значительные трудности, связанные с выделением и индентификацией содержащихся в масле сераорганических соединений, предприняты удачные попытки определения структурно-группового состава высокосернистых масел (содержание серы порядка 3%) и сераароматических концентратов [Л. 1-41].

В [Л. 1-42] описана методика, с помощью которой можно определить среднюю молекулярную массу и кольцевой состав сераорганических соединений без выделения их для анализа. Указывается, что методика применима яри значительном содержании серы в нефтяном продукте.

Основными классами сернистых соединений нефти являются следующие:

Меркаптаны (тиолы). Соединения этого класса характеризуются химической формулой R-SH, где R - радикал соответствующего парафинового углеводорода с прямой или разветвленной цепью или радикал циклического углеводорода (ароматического или нафтенового).

Сульфиды (тиаалканы). Эти соединения характеризуются формулой R-S-R1, где R и R1 - радикалы соответствующих углеводородов.

Дисульфиды (дитиаалканы). Строение этих соединений отвечает химической формуле R-S-S-R1.

Тиофены. В основе строения этих соединении лежит пятичленное кольцо, в состав которого входит атом серы. Например:

Тиофен

Некоторые из названных выше классов сернистых соединений найдены в трансформаторном дистилляте (предельные температуры кипения 300-400°С) туймазинской нефти [Л. 1-39, 1-43, 1-44].

В работе [Л. 1-45] указывается, что среди сернистых соединений, содержащихся в товарных трансформаторных маслах, могут находиться коррознонноактивные соединения. К числу последних относят все сераорганические соединения, которые при взаимодействии со ртутью образуют сульфиды. Методикой предусматривается восстановление сульфидов в токе водорода дo сероводорода, который затем растворяют в воде и количественно определяют титрованием обычными методами. Результаты выражают в виде количества «коррозионной» серы (табл. 1-15).

Таблица 1-15

Содержание „общей" и „коррозионной"

серы в различных образцах трансформаторного масла [Л. 1-45]

№ образцов	„Коррозионная” сера, % вес	“Общая” сера, % вес
1	0,00030	0,50
2	0,00060	0,20
3	0,0005	0,09
4	0,00010	0,03
5	0,00020	0,90

Исследования в области влияния сернистых соединений на эксплуатационные свойства трансформаторных масел в настоящее время еще нельзя считать завершенными [Л. 1-43-1-47]. Следует подчеркнуть, что эта проблема имеет важное значение как с точки зрения установления обоснованных норм по содержанию серы в готовом трансформаторном масле, так и с точки зрения использования полезных свойств сернистых соединений.

В. Азотистые соединения

Количество азотсодержащих 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 пнрролам, индолам, карбазолам. Есть сведения о присутствии в нефтях азотистых соединений иных типов [Л. 1-10, 1-33, 1-49]. Следует подчеркнуть, что, несмотря на относительно невысокое содержание азотистых соединении в нефтепродуктах, они играют весьма существенную роль в процессах окисления их. Так, гетероциклические азотистые соединения (типа пиридина и хинолина) являются катализаторами окисления и, следовательно, нежелательными омпонентами трансформаторных масел [Л. 1-60]. Некоторые соединения, содержащие аминную группу наряду с фенольной, являются активными антиокислителями (подробно об этих соединениях см. в разделе о присадках к маслам).