高压抗燃油劣化原因分析及控制措施
抗燃油油质异常原因分析与解决措施
抗燃油油质异常原因分析与解决措施摘要：生产中常用的抗燃油，主要由磷酸酯等组成，其物理性质稳定，颜色透明、均匀，没有沉淀，耐抗磨，难燃性是其最重要也是最突出的特点之一。
然而在发电机生产中常遇到抗燃油的泡沫特性不达标，体积电阻率不合格，酸值升高，出现颗粒污染物等问题，本文主要针对以上问题分析了此类问题产生的原因，及其后期处理措施。
关键词：抗燃油；油质异常；原因；措施1 抗燃油系统概括高压抗燃油系统可以提高 DEH 控制系统的动态响应品质，具有良好的润滑性、抗燃性和流体稳定性。
高压抗燃油系统的主要作用是为主汽轮机、给水泵小汽轮机及高压保安系统提供安全稳定的动力用油和控制用油，完成阀门驱动及快速遮断汽轮机等功能。
抗燃油学名为三苯基磷酸酯液压油，为人工合成类磷酸酯抗燃液压液(简称抗燃油)，其特点是: 外观透明均匀，无沉淀物，新油呈淡黄色，其闪点大于240 ，自燃点远大于透平油，一般高达 600 左右，即燃点高，对高温高压机组来说防火性好，安全度就高。
抗燃油还具有低挥发性、良好的润滑性和优良的抗磨性能。
2 油质劣化原因分析2.1 抗燃油酸值抗燃油的酸指数高将会造成系统中精密元件、节流孔及滑阀锐角等的化学腐蚀，影响系统的控制精度。
系统内抗燃油酸值应控制在≤ 0. 2mgKOH /g 范围内。
当酸值≥ 0. 20m gKOH /g 时，投入精滤器过滤，此时应维持低的流量进行过滤。
酸值超过 0. 4mgKOH /g，就应该更换抗燃油。
2.2 抗燃油颗粒抗燃油中的颗粒度超标，可能会引起堵塞主汽门进油节流孔、堵塞电液伺服阀内的节流孔、堵塞危急遮断控制块上节流孔等各种情况。
2.3 抗燃油油压下降抗燃油油压降至11. 2M Pa 时，报警发出，备用泵应联动，否则应立即启动备用抗燃油油泵。
应迅速查找有无系统外部漏油和内部大流量泄漏，尤其是伺服阀和卸载阀。
应立即检查抗燃油油滤网差压，抗燃油油箱油位，若抗燃油系统漏油，应立即采取堵漏措施，保持抗燃油油压，并注意监视油位、联系检修及时处理，若抗燃油油压下降，启动备用泵仍无效，当抗燃油油压低于10MPa 汽轮机就要跳闸。
汽轮机高压抗燃油的运行管理及监督
汽轮机高压抗燃油的运行管理及监督一、引言高压抗燃油是汽轮机运行中的重要部分，涉及到燃油质量、供应安全以及高效能的发电等方面。
对于汽轮机的高压抗燃油的运行管理及监督，是确保汽轮机运行安全和高效稳定运行的关键环节。
本文将从高压抗燃油的管理，供应管理和监督等方面进行论述。
二、高压抗燃油的管理1. 燃油质量管理高压抗燃油的质量直接影响到汽轮机的稳定运行和发电效率。
因此，必须建立完善的燃油质量管理体系，从源头把控燃油质量。
包括建立燃油采购标准，严格控制燃油质量合格率，对燃油的储存、处理和供应等环节进行监督和管理。
2. 抗燃油配方管理高压抗燃油的配方是保证汽轮机运行的关键。
需要根据不同机组的运行要求，结合抗燃油的性能和可靠性，选择合适的抗燃油配方。
配方中的每一种成分都需要控制在合理的范围内，以确保抗燃油的稳定性和可靠性。
3. 燃油储存和供应管理高压抗燃油的储存和供应是汽轮机正常运行的基本保障。
需要建立科学的燃油储存管理制度，确保燃油的质量和供应安全。
同时，对于供应商应建立供应合同，要求供应商提供合格的燃油，并制定合理的供应计划，保证供应的及时性和稳定性。
三、高压抗燃油的监督1. 抗燃油质量监督加强高压抗燃油的质量监督，是保证汽轮机安全运行的重要保障。
需要建立抗燃油质量监督体系，对燃油采购、配送、储存等环节进行抽检和监测，及时发现和整改问题。
并制定相应的纠正措施和处罚措施，确保燃油质量符合标准。
2. 燃油使用监督对高压抗燃油的使用进行监督，是保证汽轮机高效运行的关键。
要建立燃油使用记录制度，记录燃油的使用情况，包括使用量、使用时间等，并对使用情况进行分析和评估。
同时，还要加强对燃油使用技术人员的培训和管理，确保他们具备合格的操作水平。
3. 燃油供应监督对于燃油供应商需要建立监督管理制度，对供应商进行资质审核，确保供应商具备合法合规的资质。
并对供应商进行定期检查，确保供应的燃油符合要求。
同时，要加强与供应商的沟通，及时反馈问题，确保供应的及时性和可靠性。
运行中抗燃液压油劣化原因分析及防范措施
机组 调试 后 停 运 ， 启 运 时发 现 调 速 系统抗 燃 油 已 再 变 为 深褐 色 ， 酸值 严 重 超 标 ， 修 时 打 开 抗 燃 油 油 检 箱 ， 箱 内有 ３ 加热 器还 在加热 ， 油 个 其周 围 的抗燃 油 已严重 炭化 。分 析结果 见表 １ 。
２ ２ 用矿 物油调 试清 洗后 配件 ．
２１ ０ １年 ｌ ０月
吉 林 电 力
Ｊｌ ｅ ｔｉ ｗｅ ｉｎ ＥｌｃｒｃＰｏ ｒ ｉ
Ｏｃ ． ０１ ｔ２ １
第３ ９卷 第 ５期 （ 总第 ２ ６期 ） １
Ｖｏ ． ９ Ｎｏ ５ （ ｅ ． ． １ ） １ ３ ． Ｓ ｒ Ｎｏ ２ ６
运 行 中抗 燃 液 压 油 劣 化原 因分 析 及 防范措 施
３ 改 进措 施
ａ 机 组 正 常运 行 时低 温 加 热设 备 断 开状 态 ， ． 尤
其 是停 运 机组 必 须停 止加 热 。 机组 大 修 时调 节 系统
（ 辑 编
韩桂春 ）
・
４ ・ ｌ
格 的现象 ， 响 了机组 安全运 行 。 对这 些 问题 进行 影 针 了相关 项 目分 析 试验 和 现 场调 查 ， 出了 问题 的 原 找 因 ， 出了改 进措施 。 提
用 的低 温加 热 设备 ， 热 设备 只能 在机 组 启 动 时投 加 运， 机组正 常运 行 及停运 时必须 停 止加热 ， 否则 会加
表 １ 某 厂 停 启 机 酸 值 分 析 结 果
存 了一 定量 的矿 物油 ， 存 的矿物 油 污 染 了系 统 中 残 的抗 燃 油 ， 使抗 燃 油 的起 泡 特 性 和空 气 释放 值 严 重
超标， 并且 无 法 处 理 。某 发 电厂 ３号机 大 修 后 更 换 了新 的科 聚 亚 ４ Ｓ 抗 燃 油 ， 抗 燃 油 新 油 无 色 透 ６Ｊ 此 明， 各种 指 标 均： ， 入 系统 后 取 样分 析 ， 果 见 良好 注 结
EH高压抗燃油劣化分析及控制措施
《宁夏电力》２００６ 年第 ３ 期
Ｅ Ｈ 高压抗燃油劣化分析及控制措施
陈 和， 胡晓丽 （宁夏中宁发电有限责任公司， 中宁 ７５１２０３）
摘 要： 针对电液调节（ＥＨ）抗燃油系统相关设备的工作特点，从ＥＨ高压抗燃油系统的概况、
常见故障现象、原因及采取的措施等方面进行分析，指出防止ＥＨ油质劣化是满足ＤＥＨ机组长周
３ 常见故障现象
ＥＨ 高压抗燃油 系 统 发 生 的 常 见 故 障 集 中 在 供油装置， 主要表现为： ＥＨ 油酸值、水分 、颗 粒 度 的升高， ＥＨ 油温度超标、系统压力降低并有较大 波动， 下面列举几个电厂故障现象：
（ １） 大坝电厂 ＃３、＃４ 机组自投产发电以来 ， 在 正常运行或启／停过程中， ＥＨ 系统的液压伺服执行 机构一直存在单个调速汽门 （ 油动机） 忽开或忽 关； 调速汽门（ 油动机） 关不下来； 调速汽门（ 油动 机） 打不开； 调速汽门（ 油动机） 晃动， 油动机卡涩， 上述故障在机组正常运行中发生过， 机组启／停实 验过程中发生次数较多。机组大修时将高压调速 汽门油动机解体后， 发现油缸内壁都有不同程度 的腐蚀、磨损， 个别油缸内还发现有碳黑胶状物 质， 而且“Ο”形圈老化、腐蚀、磨损严重， 油动机控 制块的内部通道也结有大量的碳黑胶状物。
火力发电厂调速系统用抗燃油劣化原因分析及防护办法
２ ：
—
—
—
—
—
一
：
—
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４ 旋转 式 暖 风Байду номын сангаас器 的 经 济性 能
．
Ｑ・ Ｐ－ Ｚ・ 卵
１ ０ ０ ０
如全年按 ４ ０ ０ ０小时暖风器不投运 （ 去除停机及 机组 检修 ） ， 单 台机组二次风机全年可节电 ：
４ Ｏ ０ Ｏ×１ ８ ６×２ ＝１ ． ４ ８×１ ０ ６ ｋ Ｗ・ ｈ
Ｎ ｅ—— 风机有效功率 （ ｋ ｗ） ；
因此 ：两 台机 组全 年 可 节 电 （ ４ ． １ ２×１ ０ ＋ １ ． ４ ８×１ ０ ） ｋ ｗ・ ｈ
Ｑ —— 风 机 进 口流量 （ ｍ ） ； 台６ ６ ０ Ｍ Ｗ 机组 每年可 节约 资金 １ ３ ２ ． ４ ４万元 ， 改造后一年即可收 回 Ｐ —— 风 机 全 压 （ Ｐ ａ ） ； 设备改造成本 。 ｚ —— 空气可压缩性系数 ， 取０ ． ９ ６ ５ 结 论 Ｔ １ —— 风机效率 ， 取０ ． ８ ５ 通过对 固定式暖风器的改造 ，使暖风器本身的功能没有 改变 ， 以 国电建投 内蒙古 某 ６ ６ ０ Ｍ Ｗ 机组为例 ，一次 风机空气 流量
（ 上接 １ ２ Ｏ页 ） 而出现泄露的几率 ； 二次风机空气流量 Ｑ ＝ ５ ｏ ６ ． ６ ４ ｍ３ ／ ｓ （ ２ ３ ℃， ８ ６ ７ ３ ９ ｈ Ｐ ａ时 ） ， 风机全 ３ ． ２ ． ２暖风器在北方地区 ， 投运及非投运时间各半 ， 旋转式 暖风 压 Ｐ ＝ ３ ９ ６ ８ Ｐ ａ ， 按公式则有 ： ５ ０ ６ ． ６ ４ｘ３ ９ ６ ８ ｘ ０９ ６ｘ ０ ． ８ ５ 器 在非投运时旋转与风道水平 后 ， 降低 了树 叶杂草 、 飞灰 等对暖风 １ ６ ４ ０ ． ４ ｋＷ 器 本身的影响 ， 使 暖风器发生堵灰 的几率 大大降低 ， 也延 长了设备 当单 台二次风机压降为 ４ ５ ０ Ｐ ａ 时， 则有 ： 的使用 寿命 ； Ⅳ ： ， ： — ５ ０ ６ ． ６ ４ ￣ （ ３ ９ ６ ８ － ４ ５ ０ ） ｘ Ｏ ． ９ ６ ｘ Ｏ ． ８ ５ ３ ． ２ ． ３旋转式暖风器在投运及 非投运 时风阻变化很大 ，在非投 １ ４ ５ ４ ． ４ ｋ Ｗ ～ １ ００ ０ 运 时降低 了暖风器本身产生 的风阻 ， 使风机功耗明显 降低 。 ２ ： Ｎｅ 一 ２＝ １ ６ ４０４ ｋ Ｗ一１ ４ ５ ４ ． ４ ｋ Ｗ ＝１ ８ ６ ｋ Ｗ
抗燃油油质异常的分析与抗燃油系统冲洗净化处理方案
抗燃油油质异常的分析与处理抗燃油例行检查中，发现油的油质颜色加深、酸值、泡沫等超标，严重威胁机组的安全运行。
现根据抗燃油油质劣化原因，分析酸值、泡沫特性、颜色超标机理，提出建议处理措施。
１抗燃油油质劣化主要原因分析。
1.1 金属及密封材料对油质的影响抗燃油系统在制造安装过程、检修维护过程中，产生的焊渣、金属锈蚀物对油的劣化反应能起到催化剂的作用，使油酯部分分解为酚、羧酸、极性物质，这些物质的产生造成油酸值升高，酸值超标标志着油质劣化的开始。
同时，在运行过程EH油直接侵蚀与其接触的金属铬(或镀铬)的管路系统，增加油中杂质含量，促进油的劣化；EH油还存在溶剂效应，它会溶解皮囊的破损物、不适当的密封衬垫、脱落涂层物等等，这种溶解物与油相互作用改变油的理化性质，促进劣化，酸值增大，电阻率下降和起泡倾向增加。
1.2 温度对油质的影响EH油在常温下的氧化速率极慢，但在较高温度下其氧化速率会剧增。
运行中一般控制温度在40～55℃，但由于设备或人为失误，造成EH油过热，可使局部油的温度远远超出正常运行时的温度，这种局部热点的存在可大大加快EH油的劣化速度，使EH油在短期内酸值升高很快；同时EH油受热分解，产生老化及有害物质；造成密封材料溶解，产生泄漏与油的性质改变。
1.3 水分对油质的影响EH油是一种磷酸酯，它能遇水发生水解反应生成酚和羧酸，生成的羧酸反过来可作为水解反应的催化剂。
２油质颜色变深机理由于油品劣化老化，油质变差，有害物质增多，由于劣化物的颜色较深，直接造成抗燃油颜色变深。
３酸值超标的的机理与危害酸值是反映抗燃油劣化变质程度的一项重要化学指标。
酸值升高的原因是抗燃油因劣化（氧化水解）而产生了酸性物质，酸值波动大表示油质不稳定，酸值值越高、酸值变化的速度也将越快。
所以在运行中酸值最好控制在0.1mgKOH/g 以下，越低油质则越稳定。
酸值过高的油对系统金属部件有腐蚀作用，由于调速系统均采用不锈钢材料，所以酸腐蚀不是主要问题，而关键问题是酸值居高不下，说明油已变质，油中有劣化产物生成，这些劣化产物会不同程度的影响油的电阻率、颗粒度、泡沫特性等性能。
高压抗燃油酸值超标的原因及防范
2. 2 油温的影响 抗燃油在常温下的氧化速率极慢，但在较高温
度下其氧化速率会剧增。运行中一般控制温度在40 ± 5 ℃，但由于环境、设备或人为失误，超温现象 总有发生。如油在流经油动机附近或 EH油箱投加 热器时，可使流过该段的油的温度远远超出正常范 围。这种局部过热的存在大大加快了 EH 油的劣化 速度，使 EH油在短期内酸值很快升高。同时，EH 油也具有一般有机物的通性，即受热易分解，产生 有机酸。 2. 3 水分的影响
颗粒度 / NAS
酸值 ( mg KOH/ g )
水分 加热器
（%）
7
0. 11
0. 051
退
0. 088
0. 0442 投
5
0. 41
0. 039
投
0. 58
无
投
7
0. 53
无
投
0. 53
无
投
0. 49
无
投
0. 46
无
投
7
0. 45
0. 1
投
0. 43
0. 135
投
0. 4420. 0Fra bibliotek5投为了降低 EH 油酸值，总共更换了 3 次硅藻土 滤芯，但效果甚微，最终还是整体换油。EH油质劣 化不仅影响了机组的安全稳定运行，而且因换油造
化验时间
2007. 12. 05 2007. 12. 28 2008. 01. 18 2008. 02. 22 2008. 02. 27 2008. 02. 29 2008. 03. 03 2008. 03. 10 2008. 03. 12 2008. 03. 17 2008. 03. 24
汽轮机抗燃油油质劣化分析及维护方法
汽轮机抗燃油油质劣化分析及维护方法摘要：分析了火电厂汽轮机抗燃油系统油质劣化的主要原因，明确使用注意事项，并提出维护措施。
关键词：抗燃油系统作用劣化原因注意事项维护措施0 引言高压抗燃油是一种三芳基磷酸脂型的合成油，在发电机组中也称EH油,它具有良好的抗燃性能和流体稳定性,自燃点高,因此当高压抗燃油漏到高温部件时不会引起火灾。
EH供油系统的供油压力高，可以缩小油动机尺寸、加大油动机功率,调节系统的动态响应迅速。
但由于维护不到位油质劣化，造成伺服阀阀芯酸蚀卡涩，油动机拒动，汽门无法开关等诸多问题，通过分析，制定维护措施，改进检修工艺。
1 EH供油系统概述与系统组成1.1EH供油系统概述EH供油系统的功能是提供高压抗燃油,并由它来驱动伺服执行机构,该执行机构响应DEH 控制器来的电指令信号,以调节汽轮机各汽阀开度。
与低压供油系统不同，EH供油系统为闭式系统。
由于高压抗燃油价格贵,且有一定腐蚀性,不宜在润滑油系统内使用,因而设置单独的供油系统。
1.2EH供油系统组成EH供油系统抗燃油系统包括油箱、两台100%容量的交流供油泵、两台100%容量的冷油器、切换阀、小型加热器、抗燃油再生装置、蓄能器、油温调节装置和滤网等，采用集装方式。
系统的功能是提供控制部分所需液压油,同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。
为了保证电液控制系统的性能良好,任何时候都应保持抗燃油的油质不变,使其物理性能和化学性能都符合规定。
因此除了在启动前要对整个系统进行严格的清洗外,系统投入使用后,还必须按需要运行抗燃油再生装置,以保证油质。
2、抗燃油油质劣化的原因分析2.1新油取样污染机组在建设当中时，抗燃油在施工现场取样，施工现场在做保温，打磨等工作，取样环境不达标，用针筒取样，取样器不干净。
工人手上戴着干活用的面纱手套取样，导致抗燃油被污染，新油取样不合格，显微镜下可见金属小颗粒和棉纱手套上的棉。
2.2系统补油污染机组因油位下降需及时补油，但电厂没有库存，采购还需要一定的时间才能到货，就从附近电厂借了不同品牌的抗燃油添加，添加后导致抗燃油浑浊不透明，颗粒度异常。
电厂用抗燃油变质劣化的原因及防护措施
电厂用抗燃油变质劣化的原因及防护措施摘要：随着机组输出功率和蒸汽消耗率的不断提高，调节系统的主阀和调节阀的改进力度越来越大。
由于油动机油压的增加，油动力很容易造成系统变速漏油。
汽轮机油的低燃点很容易导致汽轮机油系统的安全事故。
电站液压推杆自动控制系统采用磷酸脂抗燃油，由于其点火高、挥发分低、物理可靠性高，大大减少了火灾事故。
为此，保证了其发电机组运行的稳定性和安全系数。
但抗燃油，因为错误的保养操作也会导致机油变质，从而损害调整系统部件的调整特性。
针对此事，本文将探讨火电厂使用过程中抗燃油劣化的危害，分析抗燃油劣化的主要原因，并对实际处理方法进行深入研究，防止抗燃油变质。
根据文章中的分析，其目标是掌握抗燃油劣化的原因，以便制定有针对性的对策，确保发电机组安全稳定运行。
关键词：抗燃油；水分；酸值；温度；油样测试引言伴随着大空间、高参数发电机的投产应用，进一步提高了抗燃油应用的普遍性。
抗燃油属于合成液压油，其特性与一般矿物油有本质区别。
虽然其抗燃效果极佳，但在应用过程中，抗燃油的酸值升高，水分含量超标，恶化危及发电厂的可靠运行。
1抗燃油在电厂中的应用随着机组输出功率和蒸汽消耗率的不断提高，调节系统的主阀和调节阀的改进越来越大。
因油动机油压增加，很容易导致系统变速油的泄漏。
普通矿物油的燃点比较低，基本在350℃左右。
在高参数大型电站汽轮发电机组中，运行时蒸汽温度基本在540℃以上。
因此，如果使用矿物油作为物质，一旦发生泄漏，就有发生火灾事故的危险。
抗燃油是由外状透明、比例均匀的合成磷酸脂组成。
此类原料略呈淡黄色，有沉淀物，挥发分低，耐磨性好，稳定性强，物理性能好的特点。
是液压控制系统采用抗燃油类。
与传统机械设备应用原料油相比，它还具有在高温条件下点燃火焰不蔓延以及火焰空气氧化可靠性强等优点。
因此，在火力发电厂使用抗燃油是不可替代的[1]。
综合来看，为更好地保证发电厂汽轮发电机组更高效、稳定的运行，提高高参数汽轮发电机组运行的可靠性，可将传统的矿物油更换为抗燃油，有效地用于调整系统。
某电厂4号机抗燃油油质异常的原因分析及治理
某电厂４号机抗燃油油质异常的原因分析及治理曹晓娟摘㊀要:分析了高压抗燃油劣化的影响因素ꎬ某电厂抗燃油酸值㊁体积电阻率和泡沫特性超标的原因ꎬ主要是油管道接近蒸汽管道以及投运电加热棒引起局部过热ꎬ最终导致油品劣化ꎮ关键词:抗燃油ꎻ劣化ꎻ局部过热一㊁前言某电厂４号机汽轮机型号:ＣＣＬＮ６００－２５/６００/６００ꎬ于２０１０年６月投入生产ꎬ主机调节保安系统由哈尔滨汽轮机厂自动控制工程有限公司制造ꎬ该系统所用的工质为美国科聚亚公司生产的Ｒｅｌｏｕｂｅ４６ＳＪ抗燃液压油ꎮ二㊁抗燃油指标异常２０２０年３月ꎬ４号机抗燃油酸值异常ꎬ化验结果为０.３７２８ｍｇＫＯＨ/ｇꎬ投入在线旁路再生装置ꎬ过滤期间具体化验数据如表１所示:表１㊀具体化验数据化验时间酸值/(ｍｇＫＯＨ/ｇ)(ɤ０.１５)水分(/ｍｇ/Ｌ)(ɤ１０００)体积电阻率(２０ħ)/(Ω ｃｍ)(ȡ６ˑ１０９)泡沫特性/(ｍＬ/ｍＬ)２４ħ(ɤ２００/０)９３.５ħ(ɤ４０/０)２０２００３０３０.３７２８１１４１.３５ˑ１０１０２０２００３０９０.２７９８７９２０２００３１７０.２２８２２６５２０２００３２６０.１７４５６４７９０/５４０７２０/７０２０２００３３１０.１６００１３１３.６３ˑ１０９６９０/６００６２０/４０２０２００４０３０.１２９８１９３３.５８ˑ１０９７９０/７６５７３０/２０２０２００４０７０.１２４２８８３.１３ˑ１０９７５０/７３０６７５/５２０２００４１３０.１３７０８８２.０ˑ１０９６６０/６００１２０/０三㊁抗燃油劣化的影响因素抗燃油在运行中发生劣化的主要特征就是酸值急剧上升ꎮ运行的温度过高㊁水分含量大及旁路再生装置副作用等均可导致抗燃油的劣化ꎮ(一)水分抗燃油是一种磷酸酯ꎬ它能遇水发生水解反应生成酚和羧酸ꎬ生成的羧酸反过来又成为水解反应的催化剂ꎮ水解导致酸性物质增加ꎬ增加的酸性物质一方面直接腐蚀金属ꎬ另一方面会导致油品电阻率的降低ꎬ进一步会引起金属的电化学腐蚀ꎮ(二)油温抗燃油在常温下的氧化速率极慢ꎬ但在较高温度下其氧化速率会剧增ꎬ运行温度一般控制在３５~５５ħꎮ但由于设备或人为失误ꎬ超温现场时有发生ꎬ比如抗燃油油箱投加热器ꎬ还有部分管线布置紧凑ꎬ导致油管道和蒸汽管道距离太近ꎬ使流过该段的油温度远远超过正常范围ꎮ这些局部过热点的存在ꎬ大大加速了抗燃油的劣化ꎬ使抗燃油在短期内酸值升高很快ꎮ(三)旁路再生装置副作用抗燃油旁路再生装置主要由硅藻土吸附剂和滤芯组成ꎬ前者用于吸附劣化产物ꎬ对降低油的酸值和水分含量效果好ꎬ后者用于过滤颗粒物ꎮ但由于硅藻土富含钙㊁镁㊁钠等金属离子ꎬ滤芯失效后会不同程度的释放出这些金属离子ꎬ影响电阻率指标ꎮ另外ꎬ长期使用硅藻土滤芯ꎬ在净化油质的同时也会不同程度的消耗抗燃油中添加的消泡剂ꎬ影响油品的泡沫特性ꎮ四㊁抗燃油劣化的原因分析及治理(一)酸值导致抗燃油酸值超标的原因有三个:一是油中水分含量大ꎬ发生水解ꎻ二是油系统存在局部过热ꎻ三是运行油温高ꎬ导致老化ꎮ针对以上三个因素ꎬ逐一排查ꎮ抗燃油在运行时基本上为密封状态ꎬ为防止水分渗入ꎬ在油箱顶部装有呼吸器ꎮ一般情况下ꎬ水分的来源主要是吸收空气中的潮气ꎬ如油箱盖密封不严ꎬ干燥剂失效ꎮ根据化验数据来看ꎬ水分含量并不高ꎮ根据抗燃油介质流向寻找局部过热点ꎬ在汽机房６.４米有一段油管道与蒸汽管道包裹在同一保温层内ꎬ拆除保温棉ꎬ发现两根管道均裸露ꎬ油管道局部温度超温ꎬ必将导致抗燃油油温局部过高而发生劣化ꎬ产生过多酸性物质ꎬ最终导致酸值超标ꎮ为了消除过热点ꎬ分别对这两处管道单独包裹了保温棉ꎮ抗燃油油箱电加热器是通过加热棒套管直接加热抗燃油ꎬ连续投运电加热ꎬ由于抗燃油的流动性和传热性差ꎬ容易造成局部抗燃油过热ꎬ最终导致油品老化ꎮ５月份趁机组停机期间打开油箱检修ꎬ发现油箱内的电加热棒表面有大量黑色碳化物ꎬ见图１ꎮ为了有效预防这种现象的发生ꎬ对电加热器进行改造ꎬ在抗燃油箱底部安装外置的电加热板ꎬ电加热板的好处是不直接与抗燃油接触ꎬ且加热比较均匀ꎬ可以有效防止局部过热ꎮ图１㊀油箱内部(二)泡沫特性导致抗燃油泡沫特性超标的原因有两个:一是油质老化２０２水电工程Һ㊀或被污染ꎻ二是消泡剂缺失ꎮ旁路再生装置连续投运１个月ꎬ过滤掉酸性物质的同时ꎬ也滤掉了抗燃油自身中添加的消泡剂ꎬ导致泡沫特性变差ꎮ(三)体积电阻率导致抗燃油电阻率超标的原因有两个:一是油质老化ꎻ二是可导电物质污染ꎮ在连续更换６个硅藻土滤芯后ꎬ油品的体积电阻率并没有大幅上升ꎬ反而呈下降趋势ꎮ考虑采用外接带再生功能的抗燃油滤油机滤油或者换油ꎮ西安热工院对劣化的４号机抗燃油进行了再生处理试验ꎬ分析结果如表２所示:表２㊀４＃机组抗燃油再生处理前㊁后油质检测结果检验项目４＃机抗燃油２％吸附剂再生处理４％吸附剂再生处理ＤＬ/Ｔ５７１新油质量标准ＤＬ/Ｔ５７１运行油质量标准酸值ꎬｍｇＫＯＨ/ｇ０.１３７０.０６００.０４９ɤ０.０５ɤ０.１５体积电阻率２０ħꎬΩ ｃｍ２.０ˑ１０９７.１ˑ１０９１.８ˑ１０１０ȡ１ˑ１０１０ȡ６ˑ１０９泡沫特性２４ħꎬｍＬ６６０/６００４００/０１１０/０ɤ５０/０ɤ２００/０９３.５ħꎬｍＬ１２０/０５０/００/０ɤ１０/０ɤ４０/０２４ħꎬｍＬ５８０/４９０３７０/０１００/０ɤ５０/０ɤ２００/０㊀㊀由表２可知:２％吸附剂再生处理后ꎬ该油的电阻率可达到运行油标准要求ꎬ起泡沫试验结果明显减小ꎻ４％吸附剂再生处理后ꎬ电阻率可达到新油水平ꎬ起泡沫试验结果也恢复至运行油标准要求ꎮ因此对该油进行再生处理ꎬ处理后添加消泡剂ꎬ可彻底恢复该油油质ꎮ根据试验结果及现场用油量ꎬ估算４号机抗燃油再生处理所需设备及耗材价格大约在４６万左右ꎬ考虑到经济性以及时效性ꎬ最终对４号机组进行了抗燃油换油处理ꎮ更换新油后ꎬ持续跟踪油质ꎬ缩短监督周期ꎬ抗燃油各项指标均合格ꎮ五㊁结论运行中密切关注抗燃油系统的油温㊁再生装置滤芯差压等参数ꎮ加强ＥＨ抗燃油油质的化学监督ꎬ发现指标异常及时查找原因并缩短监督周期ꎬ酸值增大立即更换硅藻土滤芯ꎬ防止失效的硅藻土释放金属皂类物质ꎬ加速抗燃油劣化ꎻ为了ꎬ投入在线再生装置ꎬ有效降低酸值㊁水分ꎬ同时为了防止缺少消泡剂导致泡沫特性异常ꎬ应严密监视泡沫特性指标ꎬ定期进行小试试验ꎬ及时添加消泡剂ꎮ作者简介:曹晓娟ꎬ江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司ꎮ(上接第１７３页)满足一定条件的情况下(此建筑物的设计等级为丙类)ꎬ则不可进行基础的变形验算ꎬ其变形满足现行规范要求ꎮ地基主要持力层系指条形基础底面下的深度为３ｂ(ｂ为基础底面宽度)ꎬ独立基础下为１.５ｂꎬ且厚度均不小于５ｍ的范围ꎮ加装电梯基础可作为一个独立的基础ꎬ其宽度一般约为２~３ｍꎬ１.５ｂ约为３~４.５ｍꎬ则基底主要受力层的厚度不小于５.０ｍ时ꎬ可以采用浅基础设计ꎬ其承载力㊁沉降及软弱下卧层验算均可满足现行规范的限值要求ꎮ(二)桩筏基础设计如无法采用浅基础设计ꎬ则可将其设计为桩筏基础ꎮ桩与土的荷载分担比一般为０.６ʒ０.４ꎬ应注意满足桩土变形协调ꎮ应特别重视加装电梯井架的抗倾覆性ꎬ故在设计桩时必须考虑抗拔设计的要求ꎮ应当注意ꎬ在某些方案中ꎬ桩长可能非常短ꎬ桩端持力层位于软土层的上部或中部ꎮ在这种情况下ꎬ将无法满足«建筑桩基技术规范»要求: 当软土地基上多层建筑ꎬ地基承载力基本满足要求(以底层平面面积计算)时ꎬ可设置穿过软土层进入相对较好土层的疏布摩擦型桩ꎬ由桩和桩间土共同分担荷载ꎮ 假如桩端位于软土层或淤泥层ꎬ加装电梯主体竣工时其沉降只完成很少的一部分ꎬ而既有建筑的沉降已基本完成ꎬ加装电梯的后续沉降与既有建筑的后续沉降会产生较大差异ꎬ造成陡坎ꎬ影响使用ꎬ故要求桩端进入相对较好的土层ꎮ对于桩型的选择问题ꎬ目前主要采用的桩为锚杆静压桩和钢管桩ꎮ由于桩基施工需要考虑到已有建筑的影响ꎬ因而施工场地也会受到限制ꎬ在选择桩型时需要考虑施工的可行性问题ꎮ六㊁工业化设计分析加装电梯结构构件及连接节点设计尽可能简单化㊁模数化㊁标准化ꎮ上部钢结构主体和外部装饰构件比较简单ꎬ可采用工厂一体化制作ꎬ可现场分段组装ꎮ现场钢柱拼接采用剖口全熔透一级对接焊缝ꎬ其余重要的焊缝㊁节点均在工厂加工制作ꎬ保证了施工质量ꎬ同时也缩短了现场施工时间ꎬ减少了对居民生活的影响ꎮ然后由于受各种地下管线㊁雨水井等的限制ꎬ基础部分的可重复性不大ꎬ难以采用工业化标准设计ꎬ因而大多数基础采用现浇混凝土施工ꎮ七㊁结束语当前许多已完成的加装电梯ꎬ没有发生因设计问题引起的电梯干扰事故ꎬ也没有出现部分裂缝和现有建筑物塌陷等不利情况ꎮ实践证明ꎬ电梯与现有建筑物之间的弱连接可以更好地满足各种设计规范的要求ꎬ降低电梯的安装成本ꎬ并满足人们日常使用的需要ꎮ对于加装电梯的设计ꎬ建议采用加装电梯和既有建筑的安装采用 弱连接 形式ꎻ梁柱节点采用刚性连接ꎻ基础与柱的连接采用刚性连接ꎻ当基础持力层具有一定的强度㊁稳定性和厚度时ꎬ优先采用浅基础ꎻ加装电梯结构构件及连接节点设计尽可能简单化㊁模数化㊁标准化ꎮ参考文献:[１]建筑抗震设计规范(２０１６年版):ＧＢ５００１１－２０１０[Ｓ].北京:中国建筑工业出版社ꎬ２０１６.[２]建筑地基基础设计规范:ＧＢ５０００７－２０１１[Ｓ].北京:中国建筑工业出版社ꎬ２０１１.[３]建筑桩基技术规范:ＪＧＪ９４－２００８[Ｓ].北京:中国建筑工业出版社ꎬ２００８.作者简介:钟小青ꎬ中国江苏国际经济技术合作集团有限公司ꎮ３０２。
抗燃油油质劣化的原因分析及改善
自投 产 以来 ， 阀故 障频繁 ， 汽 主要表 现 为 ： １ 调 节 （）
阀运 行 中突然 关 闭 ；２ 调 节 阀开度 波动 ；３ 汽 阀开 启 （） （）
劣 化 的原 因及 解决 方法 ， 将有 助 于解 决汽 阀故 障 。
兆 ， 找不 到确 切 的故 障点 。经 过多方 排查 后 认 为 ， 也 液 压 部分 的不 稳定 、 涩等 是 汽 阀故 障 关 闭 的 主 要原 因 卡
之 一 ， 油质 长期 超标 导致 了液 压部 套 不稳 定和 卡 涩 。 而 抗燃 油 的主 要监 测 指 标 为 酸 值 与 电 阻 率 ， 可 反 其
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抚 燃 由 由质 劣 化 原 圄 弓 析 及 改 善 ’
严 杏 初
粤 电沙 角 Ｃ 电厂 ， 东 东莞 ５ ３ ３ 广 ２９ ６
［ 摘
要］ 沙 角 ｃ 电厂 ３ ６ ×６ ０Ｍｗ 机 组 自投 产 以来 高 、 中压 汽 阀（ 阀） 障频 发 ， 析认 为其 主 要 汽 故 分
油 中水 含 量 的上 升 也 会 加 剧 油 的 水解 ， 起 油 质 的 劣 引
化。
（ ）阀杆 漏 汽 油 动机 与 阀杆 同轴 ， 杆 漏 汽 一 ５ 阀 方 面会 升 高油 动 机 的 温 度 ， 一 方 面 也 会 使 抗 燃 油进 另 水 。阀杆漏 汽 大 的原 因 主要 有 以下 几 方 面 ： ） 组停 １机 运后 阀杆 密封 收缩 ， 间隙加 大 ， 因此 起 动 阶段 漏 汽 量较
０ ・ｃ ， 少 了汽 阀 故 障 的 发 生 。 ｍ 减
［ 关 键 词］ 汽 阀； 燃 油 ； 抗 油质 ； 温措 施 ； 生装 置 降 再 ［ 中图分 类号］ ＴＫ２ ３ ７ ２ ６ ． ’ ［ 文献标 识 码］ Ｂ ［ 章 编 号］ １ ０ —３ ６ （０ ７ ０ ～０ １ ０—０ 文 ０ ２ ３ ４２ ０ ）８ ０ ０ ３ ．
浅谈抗燃油油质恶化原因及预防措施
浅谈抗燃油油质恶化原因及预防措施关键字：颗粒度、一、高压抗燃油特性抗燃油是EH油系统的工作介质，油质是否合格对系统能否正常工作有重大的影响，故在系统安装及运行中应对其给予特别关注。
本机组采用高压抗燃油是三芳基磷酸脂化学合成油，其正常工作温度为20～60℃。
鉴于抗燃油的特殊理化性能，系统中所有密封圈材料均为氟橡胶，金属材料尽量选用不锈钢。
高压抗燃油特性参数见表4－1。
二、高压抗燃油运行参数1. 运行温度运行温度过高或过低都是不允许的。
温度过低会造成油的粘度升高，容易使EH油泵电机过载；运行温度过高，易使油产生沉淀及产生凝胶。
故油的运行温度正常应控制在30～54℃之间。
三、EH油油质恶化原因1、油中大颗粒杂质进入（1）检修过程中，零部件未清洗干净，检修环境不清洁，密封件老化脱落，EH油对油箱、管道内壁上有机物的溶解和分离，EH油泵、冷却泵、滤油泵及部件金属间摩擦所产生的金属碎屑进入EH油中。
（2）EH油能直接侵蚀与其接触的金属铬(或镀铬)的管路系统，增加油中杂质含量，促使油的劣化。
在某厂#2机油颗粒度测试时，发现油中有类似橡胶的黑色沉淀物，经检查发现是蓄能器的皮囊发生破损。
2、抗燃油水解和酸性腐蚀EH油是一种磷酸脂，和其它脂类一样都能水解，磷酸脂水解后会生成磷酸根和醇类。
抗燃油中的水份除其自身老化产生的以外，主要来自油箱顶部的呼吸器，空气从此进入油箱，在油箱内壁凝结成水珠，混入油中。
EH油遇水发生水解反应生成酚和羧酸，生成的羧酸反过来可作为水解反应的催化剂，如此形成了自催化反应。
3、抗燃油油温过高高抗燃油在常温下氧化速率极慢，但在较高温度下其氧化速率会剧增。
运行中工作温度一般控制在34～54℃，不能超过60℃。
油温较高时在发生氧化或热裂解的同时能溶解其管路连接处的密封材料，导致酸值增加或产生沉淀。
一方面会造成油系统泄漏，另一方面会改变油的性质，增加了颗粒污染。
4、硅藻土的问题硅藻土化学成份不稳定，质量也存在筛分彻底、颗粒大小不一、碎屑多、杂质含量高等问题。
抗燃油运行时油质劣化原因信息化分析及处理措施探讨
抗燃油运行时油质劣化原因信息化分析及处理措施探讨摘要抗燃油系统概括高压抗燃油系统可以提高DEH 控制系统的动态响应品质，具有优异的润滑性能和耐热防火功能、超群的氧化和热稳定性能和良好的水解稳定性能及高介电性能能够消除伺服阀上电化学腐蚀和良好流体稳定性。
然而在生产中常遇到抗燃油的泡沫特性不达标，体积电阻率不合格，酸值升高，出现颗粒污染物等问题，本文主要针对以上问题分析了此类问题产生的原因，及其后期处理措施。
关键词发电厂；抗燃油；优质劣化1 抗燃油系统运行过程中的突出问题（1）酸值逐步上涨，酸值是反映抗燃油劣化变质程度的一项主要性能指标。
正常维护指标0.10mgKOH/g。
随着运行时间的增长，抗燃油酸值逐步上升。
酸值升高意味着油质劣化，同时也加剧抗燃油的水解，同时金属锈蚀物对抗燃油的劣化反应起到催化作用，加速油质的氧化和腐蚀设备，从而影响调速系统运行。
（2）颗粒污染度是抗燃油中固体颗粒杂质的含量表示方法。
抗燃油清洁度又称颗粒污染度，指油中固体颗粒的数量及尺寸分布。
颗粒度对调速系统的威胁大，其危害后果比较严重。
它主要表现在抗燃油节流孔堵塞，液压元件卡涩、失灵。
因此，抗燃油对颗粒度要求极为严格，要求达到SAE2级标准或控制在NSA1638标准的6级以内。
（3）抗燃油水分，抗燃油中水分含量高、氯离子含量过高等均会使电阻率降低，加速部套腐蚀，影响泡沫特性和空气释放值，水分是引起三芳基磷酸酯合成型油水解的主要原因和水分在高温高压下发生水解，使抗燃油加剧老化。
水解会产生磷酸酯，磷酸又是水解的催化剂，水解的速度在酸性环境中会加快，当油液的酸性达到一定的标准，这个过程就变得异常难以逆转。
（4）抗燃油电阻率，运行中保持在5GOHM/cm。
电阻率过低会引起元件（如伺服阀）电化学腐蚀。
引起电阻率下降的原因：颗粒度污染、水分含量过高、金属离子含量过高和其他油品污染。
当电阻率高时，采用离子交换树脂再生系统，不仅可以去除油液中的污染物和水分，还去除其中金属离子使电阻率始终保持在最佳数值[1]。
玖号机组高压抗燃油运行及劣化原因分析
玖号机组高压抗燃油运行及劣化原因分析化学监督是保证火电厂发生设备安全、经济运行的重要环节之一，“化学监督不落实，厂无宁日”，化学专业人员坚持“预防为主”的方针，采取可靠的检测手段，及时发现异常，提出建议，防止事故发生，积极采取新技术、新工艺，防止和减缓电厂用油的油质劣化。
1.高压抗燃油系统介绍#9机组高压抗燃油系统由供油装置、再生装置及油管道上的部件组成。
油箱容积约780l。
由于抗燃油的侵蚀性，油箱及其油管道均采用不锈钢材质。
抗燃油再生装置是一种可使抗燃油在运行中得到再生的装置，主要由硅藻土过滤器和精密过滤器组成。
2.抗燃油的运行与维护2.1运行维护#9机组于1997年开始运行发电。
抗燃油的运行维护有三个目的，一是增强电液控制系统运行的可靠性，特别是伺服机构的安全运行；二是减少抗燃油对系统的腐蚀，延长设备的使用寿命；三是确保抗燃油的油质，提高抗燃油的使用年限。
由此要求定期测定运行油的某些关键参数，以便指导抗燃油的运行。
2.3再生装置的运行和维护再生装置中的硅藻土可以吸附油中的氯和水份，降低油品的酸度和色度；精密过滤器可以滤去油中粒径大于3μm的颗粒、纤维和油泥，可确保抗燃油油质。
在机组启动的同时投入旁路再生装置是防止油质劣化的有效措施，以便及时除去运行磷酸酯抗燃油老化产生的酸性物质、油泥、水份等有害物质。
在旁路再生装置投运期间，应定期从出口取样测试酸值、电阻率；如果油的酸值升高或电阻率降低，说明吸附剂失效，需要更换再生滤芯及吸附剂。
2.4抗燃油系统及其管道的冲洗2.5部件的清洗油系统中的滤网及磁性过滤器必须定期清洗，至少每年一次，同时还应根据油质状况和滤网压差对它们及时地清洗或更换，这是抗燃油运行维护的一个重要内容。
在拆卸安装这些部件时，应避免产生二次污染。
清洗油系统的所有部件时均不允许使用含氯溶剂。
2.6油温控制抗燃油油温的高低直接关系到油质的好坏和设备的安全运行。
油温低于10℃，油泵不能启动，需投入电加热器；油温高于60℃，会加速油质劣化，甚至损坏部件。
国产引进型300MW机组抗燃油劣化原因分析及防止措施(一)
国产引进型300ＭＷ机组抗燃油劣化原因分析及防止措施(一)前言随着电力工业的高速发展,大容量、高参数机组投建愈来愈多,为保证机组的安全运行,调节系统的控制液采用了抗燃油。
因抗燃油运行的好坏直接关系到机组的安全,故必须加强监督和重视。
嵩屿电厂1、2号机为利用美国西屋公司技术,由上海汽轮机厂制造的国产引进型机组(Ｎ30016.7/538/538)。
汽轮机的调速系统采用美国西屋公司生产的ＤＥＨⅡ型数字式电液调节器,使用的是ＡＫＺＯ(美国)ＥＨ油,其油系统油压正常控制值在12.41ＭＰａ～14.48ＭＰａ。
1号机于1995年12月并网发电,1996年9月转入商业运行;2号机于1996年12月并网发电,1997年7月转入商业运行。
经过一段时间的运行,发生了因ＥＨ油油质劣化而危及到机组安全经济运行的现象,特别是2号机。
为此,针对该机组的特点,对ＥＨ油的劣化原因进行了分析和研究。
1机组抗燃油的运行和维护情况1.1高压ＥＨ油系统高压ＥＨ油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路部件组成。
供油装置提供控制部分所需要的油及压力,同时,保持油的完好无缺。
其主要部件有:油箱、油泵、油压控制块、储能器、冷油器和再生装置。
1.2运行中出现的问题2号机组1996年12月并网发电,1997年2月发现ＥＨ油颗粒度不合格,后经过滤合格,5月份又发现水分超标、颗粒度有增大的趋势,随后出现调门多次抖动现象。
后因ＥＨ油劣化严重,形成乳状液,时常造成油泵滤网压差高,导致系统油压从14.2ＭＰａ降到13.2ＭＰａ,危及汽轮机的安全运行。
曾利用停机处理了ＥＨ油,但随后油系统的ＥＨ油水分时常超标,酸值随着硅藻土的投运而波动,最大达0.532ｍｇ/ｇ。
1998年2月因2号机4号高压调门卡涩,申请将机组负荷限制在280ＭＷ运行,且尽量避免调峰。
1.3维护监督情况机组投运前,能够依据厂家要求做好系统冲洗准备,将ＥＨ油加入系统后,进行冲洗及系统清洁度的测定,直至系统恢复到正常运行状态。
汽轮发电机组抗燃油颜色变黑劣化原因分析与处理
汽轮发电机组抗燃油颜色变黑劣化原因分析与处理摘要：汽轮机发电机组控制油系统一般采用抗燃油作为传动介质，抗燃油油质发生劣化时会生成杂质，导致控制油系统的电磁阀、伺服阀组件卡涩，影响控制系统的正常调节。
本文对抗燃油油质劣化的原因进行了分析，并提出了系统的优化改造方案，对汽轮发电机组控制油系统的运行和维护具有一定的借鉴意义。
关键词：汽轮发电机组；抗燃油；控制；原因分析；处理方案随着技术的不断进步，汽轮发电机组原有的液压调节系统逐渐被淘汰，控制性能更加可靠的高压控制油系统成为当前大型机组的主要组成部分。
控制油系统采用难燃的抗燃油作为传动介质，因此一般也称作抗燃油系统。
抗燃油系统的动态特性优良，调节迅速，保证了汽轮发电机组的正常负荷调节。
为了保证控制的安全可靠，控制油系统一般采用三芳基磷酸酯抗燃油作为传动介质，该油质具有难燃、常温下理化特性稳定、传动和润滑性能好的优点，但具有较强的吸水性，高温下易裂解变质的缺点。
在汽轮发电机组的日常维护中，部分发电企业抗燃油出现油液变黑、电阻率超标等现象，并造成控制系统卡涩，调节异常，急需进行分析和解决，1 抗燃油系统的功能和组成汽轮机高压控制系统采用抗燃油系统油压正常控制值为11MPa～14MPa，随机组型号的不同略有差别。
该系统能进行汽轮机的自动调节，有较完备的汽轮机超速保护，能进行汽轮机运行和启停时的监控等，通过计算机对应转换和负荷所需要的指令后将要求的主汽门、调门位置信号送至伺服阀、伺服油动机，由此来实现调节和控制，并且通过高压的控制油系统来实现紧急情况下关闭各汽门的保安功能。
高压抗燃油油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路部件组成。
供油装置提供控制部分所需要的油及压力，其主要部件有：油箱、油泵、油压控制块、储能器、冷油器和再生装置。
在抗燃油再生装置中的硅藻土接近失效或未调整的情况下，由于空气湿度大及昼夜差等缘故，水分将会通过呼吸器侵入油箱，使水分逐渐升高。
另外，由于抗燃油油的密度大于水的密度，故进入油箱的水分难以排出，加速了油品的劣化，酸值也逐渐升高。
抗燃油油质劣化原因及处理对策
抗燃油油质劣化原因及处理对策Post By：2007-8-26 8:56:18EH油是一种酯类物质,研究表明它在外界环境作用下不产生自由基,更无链的传递与终止过程,所以采用添加抗氧化剂的方法并不能阻止其劣化。
为此,结合现场的情况,从实验及有关数据出发,对EH油的劣化原因作一些研究分析。
2EH油的跟踪监测及劣化原因分析现场EH油的运行条件较为复杂,而EH油的劣化正是与这些运行条件有着十分紧密的关系,就我省使用EH油的机组而言,其油质劣化主要与下述因素有关。
2.1金属及密封材料对油质的影响在基建过程或油系统检修时,总会有部分残存物如焊渣、金属锈蚀物等难于彻底去除,焊渣及金属锈蚀物会对油的劣化反应起到催化剂的作用。
EH油作为一种酯,其在催化剂(金属锈蚀物及焊渣)的作用下可部分分解为酚和羧酸,这些酸性物质的产生标志着油劣化的开始。
现场经验还表明,EH油甚至能直接与某些金属物发生作用,如EH油可以直接侵蚀与其接触的金属铬(或镀铬)的管路系统,这种侵蚀作用又会增加油中杂质含量,促进油的劣化。
在进行油的颗粒度测试时,我们曾多次发现油中有类似橡胶的黑色沉淀物,经目测初步断定为蓄能器的破损物。
经检查发现,确有蓄能器的皮囊发生破损。
由于EH油的溶剂效应,它会溶解与其相容性差的物质(如皮囊的破损物、不适当的密封衬垫等),这种溶解物与油相互作用势必会改变油的理化性质,促进劣化,在油质监测时表现为酸值增大,电阻率下降和起泡倾向增加。
在现场都曾发现过有蓄能器的皮囊破块浮于油中的情况,某厂还曾用橡胶作密封材料,而连接管路则尽量用不锈钢材质。
在测试颗粒度时还曾发现,油中被滤膜截留下来的某些物质在显微镜下呈现金属光泽,初步判定为金属微粒,这种极微细的金属微粒对油的劣化反应有更强的催化活性。
这些微粒主要是高压油流冲刷下来的金属腐蚀物。
2.2运行油的温度对油质的影响EH油具有抗燃性,但并不表示它可在高温下运行。
EH油在常温下的氧化速率极慢,但在较高温度下其氧化速率会剧增。
汽轮发电机组抗燃油劣化原因分析及处理措施
汽轮发电机组抗燃油劣化原因分析及处理措施发布时间：2023-02-13T08:45:26.492Z 来源：《中国科技信息》2022年9月第17期作者：侯帅[导读] DEH控制系统是机组调节、控制核心系统，其所使用的工作介质——高压抗燃油侯帅（山西大唐国际云冈热电有限责任公司，山西大同 037039）摘要：DEH控制系统是机组调节、控制核心系统，其所使用的工作介质——高压抗燃油，对调速系统有极其重要的作用，所以高压抗燃油的油质指标要求非常严格。
本文就抗燃油指标超标，进行原因分析以及处理措施展开相关论述。
通过本论述找到更好的抗燃油质管理办法，提高电厂汽轮机高压抗燃油系统的可靠性和稳定性，给机组安全稳定运行保驾护航。
关键词：抗燃油、劣化分析、处理措施一、汽轮机抗燃油系统概述抗燃油系统包括供油系统、执行机构和危急遮断系统，供油系统的功能是给予高压抗燃油工作压力，并由它来驱动伺服执行机构；执行机构由油动机、伺服阀、LVDT等部件组成，响应从DEH送来的电指令信号，以调节汽轮机各蒸汽阀开度；危急遮断系统是由汽轮机的遮断参数所控制，当这些参数超过其运行限制值时，该系统会关闭汽轮机蒸汽进汽阀门，或只关闭调节汽阀以保证汽轮机安全可靠运行。
抗燃油供油装置的主要功能是提供控制部分所需要的液压油及压力，同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。
它由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油器、EH端子箱和一些对油压、油温、油位的报警、指示和控制的标准设备以及一套自循环滤油系统和自循环冷却系统所组成。
以下数据以300MW东方汽轮机生产CZK300/258-16.67/0.4/537/537（合缸）型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸两排气直接空冷、供热凝汽式汽轮机配套抗燃油系统为例。
1.油箱：油箱采用不锈钢材质钢板焊接而成，设计成能容纳1000升液压油的油箱（该油箱的容量设计满足1台大机和2台50％小机的正常用油）；密封结构，设有人孔板供维护清洁油箱用。
110MW机组高压抗燃油的油质现状分析及改进措施
110MW机组高压抗燃油的油质现状分析及改进措施赖海城（河北马头发电有限公司 056044）摘要：简述河北马头发电有限责任公司110MW机组高压抗燃油的现状，介绍了抗燃油处理的工艺，分析了抗燃油运行中指标裂化的原因，提出了日常维护和解决问题的措施。
关键词：110MW机组；抗燃油；现状；措施1设备概况：河北马头发电有限责任公司#3、#4汽轮机为北京重型电机厂生产，原型号N100—90/535；分别于2004年1月和2001年3月完成通流部分增容改造和调节系统DEH改造，改后型号为N110—90/535，高压抗燃液压控制系统工质均采用AKZO磷酸酯高压抗燃油（EH油）。
由于使用高压抗燃油时间不长，并且是进口抗燃油，运行监督和检修管理方面缺少经验，而且抗燃油在运行、检修过程中容易受到水份、温度、颗粒杂质和系统材料的污染而影响它的使用性能。
因此，加强抗燃油的日常运行监督、维护以及检修质量管理，对延长抗燃油的使用寿命，防止调速系统卡涩和保障机组安全经济运行具有十分重要的意义。
2#3、4机组高压抗燃油油质状况：对#3、4机组高压抗燃抗燃油投产以来的指标状况和发展趋势统计来看，1年多时间就开始出现油质指标不合格的现象，这为设备的安全运行带来了极大的隐患。
详见附表1：2443号机 4号机检测日期水分%（ m/m）酸值mgKOH/g 体积电阻率Ω·cm 颗粒度 级泡沫特性（24℃）ml水分%（ m/m）酸值mgKOH/g 体积电阻率Ω·cm颗粒度级泡沫特性（24℃）ml标准 ≤0.1 ≤0.25 5.0×109SAE 2≤0.1 ≤0.25 5.0×109SAE 22001、03、19 无0.02 5.95×109 12001、05、15 0.021 6.3×1092001、09、10 0.018 6.0×1090/0 2001、12、24 8.76×10920/0 2002、01、07 0.021 5.2×109 3 10/0 2002、04、08 无0.035 6.71×10910/0 2002、07、22 无0.0442002、10、30 无0.051 5.3×1092003、01、21 0.05 6.7×1090 30/0 2003、05、26 0.08 1.87×1090 470/450 2003、08、12 0.04 2.21×109400/390 2003、08、15 0.06 0.59×10980/40 2003、09、19 0.04 3.3×109370/200 2004、01、12 0.044 0.02 6.43×109 0 30/02004、02、20 0.045 0.02 13.1×1090 35/0 0.07 0.04 3.56×1090 220/0 2004、05、19 0.06 0.012 10.7×1090 25/0 0.081 0.058 3.07×1090 170/0 2004、08、23 0.075 0.032 7.1×1090 40/0 0.081 0.084 2.5×1090 2004、11、26 0.082 0.035 17×109 3 0.085 0.082 2.3×109 22005、01、14 0.057 0.03 13×109 1 30/0 0.065 0.08 2.2×1090 80/0 2005、04、19 0.061 0.039 5.0×1090.072 0.086 2.1×1093表征高压抗燃油品的几个主要化学指标及危害3.1水分抗燃油为三芳基磷酸酯, 含水量超标时，会发生水解，产生酸性物质，酸性物质又会加速水解反应的进行，使油质加速劣化变质，酸值升高，电阻率降低，导致酸性腐蚀和电化学腐蚀问题。
抗燃油品质下降分析
抗燃油系统冲洗及调试问题分析李伟马俊智(山东电建二公司，济南，250100)摘要：以云南滇东电厂4×600MW#2机组为例，介绍在主机、给水泵汽轮机EH油系统冲洗、恢复、调试过程中，出现的抗燃油油质下降原因进行分析并处理，阐明了油质清洁对EH油系统重要部件--伺服阀的重要性,并对大型火电厂液压抗燃油系统的施工、冲洗、调试过程提出了一些建议。
关键词：抗燃油冲洗调试问题分析及处理引言汽轮机数字式电液控制系统是汽轮机启动、停止、正常运行和事故工况下的调节控制器，电液控制系统通过控制汽轮机主汽门和调门的开度，实现对汽轮发电机组的转速与负荷的实时控制。
本文以滇东#2机为例阐述其液压部分--高压抗燃油的冲洗、调试过程问题及有关注意事项。
1 设备及系统介绍1．1 小汽轮机与大机共用一套EH供油装置，抗燃油是EH系统的工作介质，由于系统正常运行工作压力高达11.2MPa，其零部件间隙都很小，其电液转换器--伺服阀对EH油的清洁度要求有较高要求， EH 油油质合格要达到MOOG2级或NAS5级，且含水量<0.1%。
油质是否合格对系统能否正常工作有重大影响，故在系统冲洗和调试中应对其给予特别关注。
1．2 EH系统油质清洁度标准见下表：1．3 #2机组EH油系统主要设备组成(成套装置由东方汽轮机厂供货):1．5 云南滇东电厂4×600MW#2机组汽轮机调节保安油路图：2滇东电厂2号机组EH油系统滤油、调试、启动过程主要问题及分析2．1 EH油系统一次冲洗过程2．1．1 2006年5月8日，抗燃油到货5桶，用滤油机注入EH油箱，油箱油位低于正常值，系统尚未完善，且东汽厂发来传真要求增大小机油动机EH油压力回油母管管径并修改主机高压遮断模块组处油管路，等待厂家发来管件。
限于条件限制，只开始了油箱内EH油滤油。
2．1．2 5月23日，抗燃油全部到货，EH油系统（包括小机部分、蓄能器）开始了系统滤油。
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[ 关 键 词] 抗燃油; 酸值; 电阻率; 水分; 在线再生装置
[ 中图分类号] T M 621. 8
[ 文献标识码] B
[ 文 章 编 号] 1002 3364( 2007) 07 0080 02
沙角 A 电厂 4 号、5 号机组 N300 16. 7/ 538/ 538 型汽轮机调节系统的工作介质是高压抗燃油( 三芳基 磷酸脂, 简称 EH 油) , 其油压 正常控制值为 ( 12. 5~ 14. 5) MP a。4 号、5 号机组从 1993 年投入商业运行以 来, EH 油质一直达不到规定的要求, 多次引起调节汽 阀伺服阀故障。当油质劣化到一定程度时, 每次都只 能利用大、小修机会更换全部 EH 油。EH 油质劣化 已危及到机组的安全经济运行。为此, 对 EH 油质的 劣化原因进行了分析和研究, 并尝试采用新型 EH 油 在线滤油装置来保证 EH 油质合格。
( 4) 配套的 EH 油再生装置主要由纤维素滤芯和 硅藻土滤芯组 成, 主 要用于 过滤 油中 的杂质 和提 高 EH 油的电阻率、降低酸值。根据几年的运行情况看, 实际效果不好。沙角 A 电厂 4 号、5 号机组 EH 油旁 路再生装置一直在线不间断运行, 当检测 EH 油质颗 粒度、酸值或电阻率不合格时, 都能及时更换纤维素滤 芯和硅藻土滤芯, 但效果一直不佳, 劣化后的 EH 油酸 值和电阻率只是稍有变化, 一直不能达到规定的要求。
2 抗燃油劣化原因分析
1 机组抗燃油的运行和维护
( 1) EH 油系统 系统由供油装置、抗燃油再生装 置及油管路部件组成。供油装置提供控制部分所需的 压力油, 其主要部件包括油箱、油泵、油压控制块、蓄能 器、冷油器和再生装置。
( 2) 维护监督情况 机组投运前及每次大修后都 能够依照制造厂要求做好 EH 油管路系统冲洗, 直到 EH 油颗粒度检测合格后才投入正常运行。EH 油站
SONG Fu- ming
Shajiao P ow er P lant A, Do ng guan 523936, Guang do ng P rovince, P RC
Abstract: T he causes leading to quality deter ior ation for EH fir e- resistant oil used fo r units no. 4 and no. 5 in Shajiao P ow er Plant A has been analy sed, the measures for r educing the temperature of EH oil being put forw ard, and being implemented. At the same time, an on- line regenerat ion facility o f K22- 1 str ong polarity fir e- resistant oil has been ado pt ed, making t he deter io ratio n pro blem of EH fire- r esistant o il finally to be solved. Key words: f ire- r esist ant o il; acid value; resistiv ity ; w ater content; on- line regenerat ion facility
原配的在线再生装置( 纤维素滤芯和硅藻土滤芯) 每日 连续运行。EH 油质检测每季度进行一次。
( 3) 运行中出现的问题 4 号、5 号机组因 EH 油 质劣化主要出现以下故障: 1) 油动机卡涩, 调节汽阀动 作迟缓, 有时泄油后不回座; 2) 油泵 出口滤网堵塞 频 繁, 造成系统压力下降; 3) 在开关调节汽阀过程中发生 某个调节 汽阀不 规则频 繁大 幅度摆 动, 同时 伴随 着 EH 油系统压力的波动。
收稿日期: 作者简介:
E- mail:
2006- 12- 31 宋佛明( 1972- ) , 男, 广东省和平县人, 工程师, 现为华南理工大学在职硕士研究生, 从事电厂设备点检管理。 songf om ing@ gdyd. com
80 热力发电 2007( 7)
技术交流
( 3) EH 油系统管路在汽轮机大 罩壳内, 通风较 差, 且离缸壁及蒸汽管道太近。靠近调节汽阀附近的 汽缸壁没有很好地进行保温, 实测 4 号机组调节汽阀 油动机表面最高温度点温度在 185 左右, 调节汽阀 连接件最高温度达 220 左右, 致使 EH 油受到强烈 的热辐射, 加速了 EH 油质的劣化。
3
0. 057 0. 052 0. 088 0. 077
2004 07 05 0. 075 2 4. 5 109
1
投 用
2004 10 26
0. 021 5 6. 8 109
1
后 2005 02 01 0. 018 7 8. 9 109
0
2005 05 11 0. 022 9 7. 8 109
1
0. 085 0. 068 0. 072 0. 041
3 控制措施
油品质效果不佳。经考察, 选用了西安热工研究院有 限公司的 KZZ 1 型强极性抗燃油在线再生装置。该 装置于 2004 年 6 月 4 号机组大修后投入运行, 取得了 较好的效果( 表 1) 。
表 1 4 号机组 KZZ 1 型强极性抗燃油在线再生装置 投用前后 EH 油各项指标测试结果
热力发电 2007( 7) 81
4结语
抗燃油的劣化原因较多, 其中 EH 油温长期偏高 和再生装置效果不好是主要问题。另外, 水分含量大 以及抗燃油的抗氧化性能等均可导致抗燃油的劣化。 实践证明, 采用 KZZ 1 型强极性抗燃油在线再生装 置对解决抗燃油劣化问题行之有效。
CAUSE ANALYSIS OF DETERIORATION FOR HIGH PRESSURE EH FIRE- RESISTANT OIL AND CONTROL MEASURES THEREOF
取样时间
酸值 电阻ห้องสมุดไป่ตู้ 颗粒度 水分 / mg g- 1 / cm ( M O O G 级) / %
2003 07 03 0. 175 4 0. 88 109 > 6
投 2003 10 09 0. 234 2 0. 68 109
5
用
前 2004 01 08 0. 342 5 0. 49 109
3
2004 03 11 0. 462 8 1. 68 109
( 1) 油动机直接连在联合汽阀的阀座上, 没有冷却 装置。经对 EH 油系统部件表面温度的测试, 发现有 多个过热点, 最高温度点温度达 80 。EH 油正常运 行的温度应小于 65 , 虽然回油温度为 45 ~ 60 , 实际抗燃油的接触温度远远高于它抗劣化的温度。
( 2) 油动机内的氟化橡胶 O 型密封圈由于长期处 在高温下而脆化, 致使密封圈在调节汽阀动作时出现 磨损断裂现象, 微粒卡涩油动机以及阻塞伺服阀, 调门 出现抖动或无法调节等。
( 1) 降低 EH 油温度, 特别是要降低汽缸对各个 调节汽阀油动机及供、回油管上的热辐射温度。沙角 A 电厂主要对汽缸及调节汽阀附近各连接件进行了重 新保温, 尽可能减少热辐射。此外, 拟在各个调节汽阀 油动机上加装冷却水, 以达到降低油动机温度和流经 油动机的 EH 油温度。
( 2) 采 用新型的 EH 油在线 再生装 置。实践 证 明, EH 油供油装 置原配的在线再 生装置对改善 EH
技术交流
高压抗燃油 劣化原因分析及控制措施
宋佛明
沙角 A 电厂, 广东 东莞 523936
[摘
要] 分析了沙角 A 电厂 4 号、5 号机组高压抗燃油( EH ) 油品质劣化原因, 提出了降低 EH 油
温的控制措施并加以实施。同时, 采用 KZ Z 1 型强极性抗燃油在线再生装置, 使 EH 抗
燃油的劣化问题得以解决。