电厂抗燃油参数指标检测

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抗燃油颗粒度异常分析及处理

抗燃油颗粒度异常分析及处理发布时间：2022-06-22T06:36:12.042Z 来源：《科技新时代》2022年5期作者：张龙龙高国燕[导读] 某电厂2台350MW 超临界参数、一次中间再热、间接空冷、燃煤热电联产供热机组，2017年投入商业运行。

（甘肃电投武威热电有限责任公司，甘肃省武威市，733000）摘要：抗燃油作为DEH即汽轮机数字电液控制系统的重要组成部分，抗燃油油质变化情况严重影响汽轮机的安全稳定运行。

抗燃油中含有机械杂质的原因是多方面的，抗燃油颗粒度指标、电阻率超标严重影响汽轮机安全稳定运行，结合电厂实际情况制定应对处理措施。

关键词：抗燃油颗粒度电阻率机械杂质一、前言某电厂2台350MW 超临界参数、一次中间再热、间接空冷、燃煤热电联产供热机组，2017年投入商业运行。

2018年两台机组运行期间，化学实验室人员对抗燃油油质监督期间发现两台机组抗燃油颗颗粒度指标超标。

2019年#1机组抗燃油电阻率严重影响汽轮机的安全稳定运行，为此对造成抗燃油油质异常的原因进行详细查找和分析。

二、抗燃油中机械杂质来源分析及排查1.抗燃油劣化抗燃油(EH油) 抗燃油是一种人工合成油，随着火电厂抗燃油系统的运行时间增长，抗燃油系统中可能存在局部过热点及水分，以及不同品牌抗燃油合同工艺有差异等特点。

抗燃油可能会发生水解、氧化等劣化反应。

抗燃油作为合成油，在发生劣化反应时，可生成酸性磷酸二脂、酸性磷酸一脂和酚类等物质，最终水解后的产物为磷酸和酚类物质。

在运行过程中抗燃油中各类杂质发生复杂反应生成凝胶，造成颗粒度超标。

2.取样因素。

取样环境不确定，现场可能存在浮尘，浮尘进入油样中，造成颗粒度超标。

1）EH油箱取样口污染。

取样阀门后管道为不锈钢直管，管口无防尘护罩。

每次取样后阀门结合面残留少量抗燃油，抗燃油油黏性，空气中的粉尘通过取样管粘黏在在阀门上，直至下次取样被带出，造成颗粒度超标。

2）抗燃油取样瓶洁净等级达不到要求。

抗燃油指标与常见问题

11
抗燃油常见问题与处理方法
运行中磷酸酯抗燃油油质异常原因及处理措施
项目
外观
异常极限
浑浊
异常原因
油中进水被其他液压梯污染
颜色
密度 20℃ g/cm3
运动粘度 40℃ mm2/s
迅速加深
油品严重劣化油温升高，局部过热
<1.13或>1.17
与新油牌号代表的被矿物油或其他液体污染运动粘度中心值相差超过±20%
20
运行中磷酸酯抗燃油质量标准
序号 1 2
3
4 5 6 7 8 9 10
项目外观密度（20℃）g/cm3
运动粘度（40℃，ISO VG46）mm2/s
倾点℃ 闪点℃ 自燃点℃ 颗粒污染度（NAS1638）级水分 mg/l 酸值 mgKOH/g 氯含量 mg/kg
指标透明 1.13~1.17
凝点 ℃ ≤-18 酸值
闪点 ℃ ≥246 水份
运动粘度
SUS 220
℃
mL
%(m/m) mgKOH/g %(m/m)
566
10
0.002
≤0.03
≤0.03
3
新油验收注意事项
为了加强抗燃油油质监督，新油验收应按指定标准进行，合格后存放于清洁、阴凉干燥、通风良好的地方。现场加油前应抽样检查，检修放油时不可用镀锌铁桶以防形成金属皂基，堵塞过滤器，应使用专用油桶存放，注明油种以免混淆。
39.1-52.9
≤-18 ≥235 ≥530
≤6 ≤1000 ≤0.15 ≤100
试验方法 DL/T429.1 GB/T 1884
GB/T265
GB/T 3535 GB/T3536 DL/T706 DL /T432 GB/T 7600 GB/T264 DL/T 433

火力发电厂磷酸酯抗燃油水分超标影响分析及对策研究

火力发电厂磷酸酯抗燃油水分超标影响分析及对策研究王靓、吴汉斌、田桂萍、周虎、阳晓峰（华能荆门热电有限责任公司）摘要：本文介绍抗燃油水解劣化机理，结合某机组抗燃油劣化案例分析，说明了水分对运行磷酸酯抗燃油的影响。

同时给出了运行磷酸酯抗燃油的指导试验周期及油质标准，避免磷酸酯抗燃油运行中水解劣化，确保调速系统安全运行。

关键词：磷酸酯抗燃油；水解安定性；水分；酸值前言随着电力行业的发展，高参数、大容量的机组愈来愈多。

为了适应高压蒸汽参数的变化，改善汽轮机液压调节系统的动态特性，同时有效防止火灾隐患，目前大型汽轮机的液压调节系统上已广泛采用合成磷酸酯抗燃油作为液压工作介质。

由于磷酸酯抗燃油具有较强的亲水性，容易吸收空气中潮气而发生水解劣化变质。

劣化后的抗燃油会引起油系统金属零部件的腐蚀，严重的会直接危及到电液调节系统的安全运行。

可见，运行中磷酸酯抗燃油水分含量的控制对于机组安全运行时非常重要的。

本文从水分对抗燃油油质稳定性的影响出发，结合生成实例分析，提出抗燃油运行水分监督的建议。

1 抗燃油水解安定性抗燃油又称三芳基磷酸酯，为人工合成的酯类化合物。

磷酸酯抗燃油具有较强的极性，在空气中容易吸潮。

在合适的条件下，如剧烈搅拌和酸类物质的存在下，与水分子作用会发生水解。

条件不同，水解的程度不同，可生成酸性磷酸二酯、酸性磷酸一酯和酚类物质等，水解产生的酸性物质对油的进一步水解产生催化作用，完全水解后生成磷酸和分类物质，这个反应可简单用如下反应式表示：()()ArOH OH P O A H O H PO O A +−−→−++223r rOOHArOH OH P ArO H O H OH P ArO +−−→−++)()(22O OOH OHArOH OH P HOH O H OH P ArO +−−→−++21)(O O磷酸酯水解后产生的酸性磷酸酯氧化后不但会产生油泥、胶质等沉淀，而且还会促使磷酸酯进一步水解，导致水分及酸值升高，电阻率降低。

抗燃油标准.docx

表 1新磷酸酯抗燃油质量标准序号项目指标1外观无色或淡黄 , 透明2密度（ 20 ℃） g/cm 2 1.13 ～1.17运动粘度（ 40℃）a3241.4 ～50.6mm/s4倾点℃≤-185闪点℃≥2406自燃点℃≥530颗粒污染度 (NAS 1638)b7≤6级8水份 mg/L≤6009酸值 mgKOH/g≤0.0510氯含量 mg/kg≤50泡沫特性24℃≤50/0 1193.5 ℃≤10/0 mL/mL24℃≤50/0电阻率（20℃）12≥1×1010Ω · cm13空气释放值（ 50 ℃） min≤3油层酸值增加≤ 0.02mgKOH/g≤ 0.05水解安水层酸值14定性铜试片失重≤.8试验方法DL/T 429.1GB/T 1884 GB/T 265GB/T 3535GB/T 3536DL/T 706DL/T 432GB/T 7600GB/T 264DL/T 433GB/T 12579DL/T 421 SH/T 0308SH/T 0301a 按 ISO 3448-1992规定，磷酸酯抗燃油属于VG46 级。

b NAS 1638 颗粒污染度分析标准见本标准附录D。

表 2 运行中磷酸酯抗燃油质量标准序号项目指标试验方法1外观透明DL/T 429.12密度（ 20℃） g/cm 2 1.13 ～1.17GB/T 1884运动粘度（ 40℃，ISOVG46）3239.1 ～52.9GB/T 265mm/s4倾点℃≤ -18GB/T 3535 5闪点℃≥235GB/T 3536 6自燃点℃≥530DL/T 706b颗粒污染度(NAS 1638)7≤6DL/T 432级8水份 mg/L≤1000GB/T 7600 9酸值 mgKOH/g≤0.15GB/T 264 10氯含量 mg/kg≤100DL/T 433泡沫特性24℃≤200/01193.5 ℃≤40/0GB/T 12579mL/mL24℃≤200/0电阻率（20 ℃）12Ω · cm≥6×109DL/T 421 13矿物油含量％≤4本标准附录 C 14空气释放值（ 50℃） min≤10SH/T 0308EH 油油质主要是指酸值及水和氯的含量，EH 抗燃EH 油新油酸度指标为0.03 （ mgKOH/g 油中的颗粒度等。

抗燃油体积电阻率超标的原因及防治措施

抗燃油体积电阻率超标的原因及防治措施摘要分析了高压抗燃油体积电阻率超标的多方面原因，得出某厂4号机组高压抗燃油体积电阻率超标主要是由于投运电加热棒导致超温引起的,结合电厂实际提出了相应的处理和防范措施。

关键词抗燃油；超温；体积电阻率中图分类号tm2 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）54-0137-02fire resistant oil volume resistivity overproof reasons and prevention measuresluo yu-ying1, fan hua21.datang xinyang hua yu electricity limited liability company, xinyang 4640002.dengfeng huarun power company limited, dengfeng 452473abstract analysis of high pressure oil volume resistivity overproof reasons in many aspects, it reached a certain plant unit 4 high pressure oil volume resistivity overproof is mainly due to operation of electric heating rod leads to overheating caused by combined power plant, puts forward corresponding treatment and prevention measures.keywords fire resistant oil; temperature; volume resistivity0 引言某电厂4号机于2009年9月投入生产，汽轮机型号：ccln660-25/600/600，主机调节保安系统由哈尔滨汽轮机厂控制工程有限公司生产，该系统所用工质为磷酸酯高压抗燃油，工作压力为14±0.5 mpa，油箱油温的控制范围为37℃~60℃。

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
：
—
：
４旋转式暖风Байду номын сангаас器的经济性能
．
Ｑ・Ｐ－Ｚ・卵
１０００
如全年按４０００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：
４Ｏ０Ｏ×１８６×２＝１．４８×１０６ｋＷ・ｈ
Ｎｅ—— 风机有效功率（ｋｗ）；
因此：两台机组全年可节电（４．１２×１０＋１．４８×１０）ｋｗ・ｈ
Ｑ —— 风机进口流量（ｍ）；台６６０ＭＷ机组每年可节约资金１３２．４４万元，改造后一年即可收回Ｐ —— 风机全压（Ｐａ）；设备改造成本。ｚ —— 空气可压缩性系数，取０．９６５结论Ｔ１ —— 风机效率，取０．８５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６６０ＭＷ机组为例，一次风机空气流量
（上接１２Ｏ页）而出现泄露的几率；二次风机空气流量Ｑ＝５ｏ６．６４ｍ３／ｓ（２３ ℃，８６７３９ｈＰａ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＝３９６８Ｐａ，按公式则有：５０６．６４ｘ３９６８ｘ０９６ｘ０．８５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１６４０．４ｋＷ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４５０Ｐａ时，则有：的使用寿命； Ⅳ ：，： — ５０６．６４￣（３９６８－４５０）ｘＯ．９６ｘＯ．８５３．２．３旋转式暖风器在投运及非投运时风阻变化很大，在非投１４５４．４ｋＷ～１０００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＝１６４０４ｋＷ一１４５４．４ｋＷ＝１８６ｋＷ

抗燃油指标与常见问题解析

566
10
0.002
≤0.03
≤0.03
3
新油验收注意事项
为了加强抗燃油油质监督，新油验收应按指定标准进行，合格后存放于清洁、阴凉干燥、通风良好的地方。现场加油前应抽样检查，检修放油时不可用镀锌铁桶以防形成金属皂基，堵塞过滤器，应使用专用油桶存放，注明油种以免混淆。
4
二、主要指标分析
1、外观以及颜色
15
干式树脂再生滤芯
1、干式树脂再生滤芯能够在吸收酸性物质和水分的同时，安全膨胀，不会破裂 2、干式树脂再生滤芯能够吸收除酸过程产生的水份，不会将水分排入抗燃油中，省去外接脱水装置 3、树脂再生滤芯除酸能力高于硅藻土700%，高于活性氧化铝和改性氧化铝250% 4、干式树脂再生滤芯不向系统引入颗粒污染物和金属离子，能够快速滤除金属离子，提高电阻率
抗燃油沉淀主要来源于以下几个方面：外部特别因素污染；其它抗燃油或润滑油污染；不相容弹胶物和密封垫污染；来自于过滤介质或管路中的过滤器的污染；抗燃油降解产生的磷酸金属盐沉淀等。
9、闪点：
闪点降低，表明抗燃油中产生或者混入了易挥发可燃性组分，应采取适当措施，保证机组安全运行。闪点要求≥235℃。
10、自燃点：
外观
密度（20℃）g/cm3 运动粘度（40℃，ISO VG46）mm2/s 倾点℃ 闪点℃ 自燃点 ℃ 颗粒污染度（NAS1638）级水分酸值 mg/l mgKOH/g
透明
1.13~1.17 39.1-52.9 ≤-18 ≥235 ≥530 ≤6 ≤1000 ≤0.15 ≤100
7
5、颗粒度:
颗粒度是抗燃油中固体颗粒杂质的含量表示方法. 系统中颗粒来源可分为,外来侵入或内部因油质劣化产生.一方面，外来侵入主要表现：一是系统内部构件的检修或运行期间系统不严密 (如油箱呼吸孔等) ，细小颗粒外物的侵入，二是在线滤油尤其是在投入诸如硅藻土类再生装置时，再生装置的析出一些诸如钙、镁、钠等金属离子，这些离子会与油中的劣化产物生成金属盐类物质，而这些盐类物质的粘性较大，会使许多小颗粒粘结在一起形成大颗粒而造成伺服阀的故障；另一方面，内部油质劣化导致系统尤其伺服阀的腐蚀和磨损而生成的固体颗粒物。颗粒度的控制：推荐每月检测一次。通常采取如下措施来控制抗燃油的颗粒污染： 1.在系统中合理地布置过滤器； 2.新油过滤合格后才能加入到系统中； 3.经常开起滤油泵旁路滤油；

电厂用抗燃油验收

电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则随着电力工业的发展，机组功率不断增大，蒸汽参数和汽轮机调速系统油压相应提高。

为防止高压油泄漏酿成火灾，调速系统控制液已广泛采用合成磷酸酯抗燃液压液，简称抗燃油。

为使现场工作人员更好地掌握抗燃油的性能和老化规律，做好新抗燃油的验收、运行中抗燃油的监督与维护工作，特制定本导则。

本导则是总结我国十几年来抗燃油科研成果及电厂使用经验，并参考国外同类导则而制订的，在使用本导则时应考虑设备类型及实际状况，并参照制造厂家的说明及要求执行。

1主题内容与适用范围1.1本导则阐明了大型汽轮机调速系统以及小汽轮机高压旁路系统使用的磷酸酯抗燃油的性能，规定了运行中抗燃油的质量控制标准。

1.2制定本导则的目的是，为电厂工作人员掌握抗燃油使用性能及变化规律提供指导，对新抗燃油的验收及运行油的监督、维护作出规定。

1.3 本导则不适用于矿物汽轮机油和调速系统用的其他工作介质。

3抗燃油应具备的性能根据调速系统工作油压，抗燃油可分为中压抗燃油(油压约4MPa)和高压抗燃油(油压大于等于11MPa)。

3.1抗燃性抗燃油的自燃点比汽轮机油的高，一般在530℃以上(热板试验在700℃以上)，而汽轮机油的只有300℃左右。

3.2电阻率调节系统用的高压抗燃油应具有较高的电阻率，电阻率低会造成伺服阀腐蚀。

3.3氧化安定性由于温度、水分、杂质以及空气中的氧气会加速油质老化，抗燃油应具有良好的氧化安定性。

3.4起泡沫性由于空气混入，运行中的抗燃油会产生泡沫，泡沫过多，会影响机组的正常运行。

3.5抗腐蚀性抗燃油的水分、氯含量、电阻率和酸值等超标，会导致伺服阀腐蚀、磨损，甚至造成阀的粘滞、卡涩。

因此，必须严格控制有关项目的质量指标。

3.6清洁度由于调速系统油压高，执行机构部件间隙缩小，机械杂质污染会引起伺服阀的磨损，甚至卡涩而被迫停机，故抗燃油应有较高的清洁度。

4油质试验项目及意义4.1外观按DL429.1方法试验。

抗燃油泡沫特性、空气释放值超标的原因分析及处理建议

抗燃油泡沫特性、空气释放值超标的原因分析及处理建议摘要：分析了导致#4汽机抗燃油泡沫特性、空气释放值高的原因，并针对同一牌号抗燃油在不同电厂运行情况进行了实际调研，综合分析后提出了降低抗燃油泡沫特性、空气释放值的处理建议。

关键词：抗燃油；泡沫特性；原因分析1 前言深圳A燃气电厂是9E型燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，2004年投产至今，已运行17年。

汽轮机调节系统使用美国阿克苏公司生产的EHC PLUS 抗燃油。

2 超标情况2018年5月，逐渐出现汽机抗燃油泡沫特性、空气释放值超标的情况。

当时采用某热工研究院抗燃油在线再生脱水装置对抗燃油进行再生过滤处理后，#4汽机抗燃油的泡沫特性、水分、酸值和颗粒污染度下降较为明显，且体积电阻率明显升高。

投运半年后，抗燃油水分、酸值、颗粒污染度、体积电阻率不合格的问题得到彻底解决，但泡沫特性反复出现不合格的情况，且出现了空气释放值不合格的新问题。

3 原因分析及排除影响抗燃油泡沫特性和空气释放值的因素一般有三种：第一，基础油型号影响。

目前国内使用的抗燃油分为美国大湖和阿克苏两种品牌，其中大湖抗燃油46SJ新油空气释放值小于1分钟，而阿克苏EHC PLUS新油空气释放值约6分钟。

使用阿克苏EHC PLUS长时间运行后，空气释放值更容易超标。

第二，机组运行工况影响。

油系统存在局部热点，油品运行时间长都会影响油品性能。

第三，检修时备品备件更换给油系统带入矿油，抗燃油系统中千分之0.2含量的矿油将导致空气释放值和泡沫特性升高。

为逐一排除影响抗燃油泡沫特性和空气释放值异常的因素，检修人员对抗燃油系统进行了全面检查，未发现明显缺陷。

2020年6月17日，机务专业检修人员更换抗燃油在线再生脱水装置再生滤芯、脱水滤芯、粗滤芯、精滤芯，并将再生装置投入运行过滤抗燃油。

6月23日，抗燃油检测结果如下：由上表可知，抗燃油水分、酸值、颗粒污染度、空气释放值、体积电阻率均合格，泡沫特性仍不合格。

汽轮机磷酸酯抗燃油的主要指标及运行中的控制措施

汽轮机磷酸酯抗燃油的主要指标及运行中的控制措施摘要：目前，磷酸酯抗燃油已广泛用于大型汽轮发电机组调速系统的工作介质，但是由于磷酸酯抗燃油受环境条件如水分、温度、颗粒杂质和系统材料的污染等的影响，在运行中容易发生老化劣化，生成酸性磷酸单酯、双酯等有害劣化产物。

这不但会加快油品老化，影响油品的抗泡沫特性、空气释放特性等，而且会对调速系统部件造成腐蚀，影响调速系统动态工作特性，严重时对部件等造成不可修复的腐蚀。

关键词：磷酸酯抗燃油；控制措施中图分类号：tm7 文献标识码：a 文章编号：1009-0118（2011）-09-0-01一、汽轮机磷酸酯抗燃油的主要指标磷酸酯抗燃油由磷酸酯组成,外观透明、均匀,新油略呈淡黄色,无沉淀物,挥发性低,抗磨性好,安定性好,物理性稳定,磷酸酯抗燃油的以上优点能使其更好地满足高参数、大容量机组的需要，保证机组的安全和经济运行。

当然，磷酸酯抗燃油也不可避免地存在一些缺点：价格偏高；密封用非金属材料有一定的选择，如选用不合适的材料将会发生溶涨、腐蚀现象，导致液体泄漏、部件卡涩或加速磷酸酯的老化；磷酸酯还有一个溶剂效应，能除去新的或残存于系统中的污垢，被溶解部分留在液体中，未溶解的污染物则变松散，悬浮在整个系统中。

因此，在使用磷酸酯作循环液的系统中要采用精滤装置，以除去不溶物；由于其密度大于1，系统进水后不易排放；磷酸酯抗燃油和所有的酯类一样，在一定的条件下能水解生成腐蚀性的有机酸，析出沉淀物。

磷酸酯抗燃油的主要控制指标如下:（一）电阻率电阻率是磷酸酯抗燃油的一项非常重要的电化学性能控制指标，如果油在运行中该项指标小于5.0×109?%r·cm，就有可能引起油系统调速部套的电化学腐蚀，尤其是在伺服阀内由于其流速及油流形态的变化，极易发生电化学腐蚀。

电阻率越低，电化学腐蚀就越严重。

电化学腐蚀对于部件是一种不可修复的损坏。

（二）酸值酸值是反映磷酸酯抗燃油劣化变质程度的一项化学指标。

高压抗燃油酸值超标的原因及防范

残存物如焊渣、金属锈蚀物等难以彻底清理干净。焊渣及金属锈蚀物会对油的劣化起到催化剂的作用。EH 油实际是一种磷酸酯，在催化剂的作用下可部分分解为酚和羧酸。
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

电力用油质量标准、试验方法及管理

国能浚县生物发电National Bio Energy XunXian Go., Ltd.电力用油质量标准、试验方法与六氟化硫管理制度2006-12-00 发布2006-00-00实施国能浚县生物发电发布油务管理制度1.适用围本制度规定了我厂生产用油与六氟化硫的管理职责、管理容与质量要求、采用的技术标准和导则。

本制度适用于生产用新油（六氟化硫）验收、运行油（六氟化硫）的监督与维护管理。

2.油质化验和管理采用的技术标准和导则以下标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

如果所引用的标准有新的版本，新版本自动生效。

2.1 GB 7597-87 电力用油（汽轮机油、变压器油）取样方法(机械油与抗燃油参照执行）2.2 绝缘油采用的技术标准GB/T 261 石油产品闪点测定方法（闭口杯法）GB/T 264石油产品酸值测定方法GB/T 507 绝缘油介电强度测定方法GB/T 510 石油产品凝点测定方法GB/T 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 6541 石油产品油对水界面力测定方法（圆环法）GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）GB 7599 运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法（BTB）GB 7600 运行中变压器油水分测定法（库仑法）GB 7602 运行中汽轮机油、变压器油抗氧化剂含量测定法（分光光度法）GB/T 11142 绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法SH/T 变压器油氧化安定性测定法DL 421 绝缘油体积电阻率测定法DL 429.2 颜色测定方法DL 429.6 运行油开口杯老化测定方法DL 429.7 油泥析出测定法DL 429.9 绝缘强度测定法GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T7596-2000 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 7595-2000运行中变压器油质量标准DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 2536-1990变压器油GB/T 14542–93运行中变压器油维护管理导则DL/T 596-1996 电气设备预防性试验规程2、3六氟化硫监督采用的技术标准GB12022—89 六氟化硫新气质量标准DL/T595-1995 六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程。

燃机抗燃油油质异常原因分析及处理措施

燃机抗燃油油质异常原因分析及处理措施摘要：针对电厂抗燃油系统的特点，从抗燃油油质指标异常原因、指标处理建议及采取的措施等方面进行分析，提出了处理建议及后期运行维护建议，强调了抗燃油油质采取控制措施的重要性和必要性。

关键词：抗燃油酸值水分措施前言某燃机电厂在抗燃油例行检查中，发现油的酸值和水分长时间超标，严重威胁机组的安全运行。

通过对抗燃油油质劣化原因进行分析，提出有关于酸值和水分超标的处理措施，最终得到优质合格的运行油指标。

1.2020年燃机抗燃油指标运行中磷酸酯抗燃油的酸值标准为≤0.15mgKOH/g，水分≤1000mg/L，从2020年1月份开始酸值一直逼近上限值，到5月份酸值超标；水分从1月份开始一直超标，水分超标也会导致抗燃油裂解，酸值升高，水分增加，进而形成一种恶性循环。

混油实验过程中发现，#1、#2燃机运行中的抗燃油本身就存在大量的油泥产生。

磷酸酯抗燃油本身对金属材料没有腐蚀性，但油中水分、氯含量、电阻率和酸值等超标都会导致系统中的金属部件发生腐蚀，造成不可修复的破坏。

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。

1.抗燃油指标异常原因分析1.油质本身成分问题磷酸酯抗燃油本身应该具有一定的水解安定性，即抵抗水解变质的能力。

磷酸酯抗燃油的水解安定性主要取决于基础油的成分和分子结构。

在一定条件下（如温度、酸性物质催化）磷酸酯抗燃油会与水作用发生水解，水解产生的酸性物质会对油的进一步水解产生催化作用，完全水解后的最终产物为磷酸和分类物质。

抗燃油酸值杂质超标原因分析及对策

抗燃油酸值杂质超标原因分析及对策发布时间：2021-12-09T14:19:13.866Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：梁家敏[导读] 逐步查明了油质污染和酸度过高的因素，以最终解决这一问题。

（贵州鸭溪发电有限公司贵州省遵义市播州区 563100）摘要：随着机组容量的增加，高参数、大容量发电机组逐渐成为电力行业满足社会电力需求的主要机组。

因此，主汽压力、安全系统温度、油压等运行参数也会得到改善。

因为部套距离较近蒸汽管道，泄漏可能引起严重火灾事故。

因此，磷酸脂抗燃油被广泛用现役机组可调节安全系统的工作介质。

分析了厂抗燃油酸值杂超标的原因，并进行了技术改造，以确保机组安全稳定地运行。

关键词：抗燃油；酸值；杂质；改造某电厂4台机组采用DEH电液调节控制系统。

然而，在实践中，该厂抗燃油的杂质含量和酸值较高，酸值在0.18毫克KOH/g-0.19毫克KOH/g之间波动，有时甚至超过0.2毫克KOH/g的允许值经常出现故障，可能严重影响伺服阀的安全运行。

经与其他单位咨询，同样或类似的缺陷，并通过长期监测、燃料质量分析和切实可行的解决办法，逐步查明了油质污染和酸度过高的因素，以最终解决这一问题。

一、慨况抗燃油是一种合成化学物质，称为三芳基膦酸酯。

由于其自燃点远高于矿汽轮油点，在明火情况下不易燃烧，即使燃烧不传播火，也广泛用于汽轮机调节和安全系统。

然而，燃料强度的氧化和水解稳定性相对较低，即燃料强度易受系统和环境条件(温度、氧气、湿度、辐射、外部污染等)的影响而恶化。

这导致指标(部分)发生变化，例如酸值增加、强度降低、湿度增加、颗粒尺寸过大等。

如果不及时采取有效措施恢复和清理石油，由于石油退化而产生的极端退化的产物将加速催化运行油的退化甚至老化。

与此同时，油质量的恶化可能会导致腐蚀、泄漏、卡涩、伺服阀动作失灵等在这种情况下，石油质量问题与集团的安全和运作经济密切相关。

为了避免油质恶化对机组安全和运行效率的不利影响，需要严格监测和维护油质，并采取有效措施恢复不合格油质性能指标，以确保机组正常运行酸值是反映复混油变质程度的重要化学性能指标。

抗燃油的维护和使用

抗燃油维护使用一、抗燃油系统的常见操作误区误区1. 旁路再生系统不开很多人误以为旁路再生系统是为抗燃油再生准备的，只有当抗燃油酸值明显升高时才会打开，而这时候往往打开后又不起作用，所以又以为硅藻土滤芯是不好的，也是个摆设。

其实，抗燃油是化学品，它的学名是三芳基磷酸脂，在高温高压下，酸值每天都会升高，旁路再生系统是专为抗燃油运行设计的，它必须每天跟机运行，且不能少于8小时。

误区2. 硅藻土滤芯是无效的或不好的硅藻土滤芯是有效的，它的工作方式是吸附。

每个硅藻土滤芯的吸附酸份能力是有限的，正常情况下一个硅藻土滤芯吸附酸份的能力约为0.03千克，也就是说当酸值由0.1%上升到0.13%时，则用一个硅藻土滤芯可以实现控制酸值在0.1%的目标。

以此类推，当酸值上升到0.19%时，则需要连续使用三个硅藻土滤芯降酸，才可以将酸值控制在0.1%左右。

事实上酸值升高时会产生水，水又加速生酸，所以控制好日常的酸值是节省费用的最好方式。

误区3. 硅藻土滤芯会污染系统硅藻土是美国海底的砂子，操作不当确实是会污染系统，关键是选择什么样的纤维素滤芯。

国产化的sh006大部分产品的确拦截性能不好，使得我们很多电厂不敢启用硅藻土滤芯。

事实上美国西屋公司推荐的美国Nugent公司生产的纤维素滤芯01-094-006在许多电厂都使用的很好，只要纤维素滤芯是有效的，硅藻土滤芯对系统的污染就变得微不足道了。

误区4. 只要是硅藻土滤芯都能用目前各大汽轮机厂首选美国Nugent公司的硅藻土滤芯30-150-207，经长期使用，品质是可信的。

现在也有一些国产的硅藻土滤芯在使用，问题不少，主要是因为对硅藻土中金属元素含量的控制做的不好。

在抗燃油酸值升高时，磷酸与硅藻土中的金属粉末产生化学作用生成金属皂或金属盐危害伺服阀。

所谓金属皂就是金属盐沉积的早期阶段，形态呈鼻涕状，它会经常堵塞滤芯，而一旦成为金属盐（它是蜡状物质，会附着在管道壁、油动机等部分），它的材质类似于研磨膏，进入伺服阀后会研磨阀芯，轻则加大内漏，重则伺服阀报废。

抗燃油检测标准及简介

抗燃油检测标准及简介抗燃油检测发现其由磷酸酯组成，外观透明、均匀，新油略呈淡黄⾊，⽆沉淀物，挥发性低，抗磨性好，安定性好，物理性稳定，发电⼚电液控制系统所⽤抗燃油是⼀种抗燃的纯磷酸脂液体，难燃性是磷酸酯最突出特性之⼀，在极⾼温度下也能燃烧，但它不传播⽕焰，或着⽕后能很快⾃灭，磷酸酯具有⾼的热氧化稳定性。

抗燃油是有毒或低毒的，⼤量接触后神经、肌⾁器官受损，呈现出四肢⿇痹，此外对⽪肤、眼睛和呼吸道有⼀定刺激作⽤。

因此对在权威的油品检测机构进⾏专业精准的抗燃油检测是很有必要的！国联质检油品检测中⼼抗燃油性能及检测标准如下：(1)密度:按GB /T 1884⽅法进⾏试验。

磷酸酯抗燃油密度⼤于1,⼀般为1.11～1.17。

由于抗燃油密度⼤,因⽽有可能使管道中的污染物悬浮在液⾯⽽在系统中循环,造成某些部件堵塞与磨损。

如果系统进⽔,⽔会浮在液⾯上,使其排除较为困难,系统产⽣锈蚀。

(2)运动黏度:按GB/T 265⽅法进⾏试验。

抗燃油的黏度较润滑油为⼤,⼀般为28ｍｍ2/ｓ～45ｍｍ2/ｓ。

(3)酸值:按GB/T 264⽅法进⾏试验。

酸值⾼会加速磷酸酯抗燃油的⽔解,从⽽缩短抗燃油的寿命,故酸值越⼩越好。

(4)倾点：按GB/T 3535⽅法进⾏试验。

确定油品的低温性能，判断油品是否被其他液体污染。

(5)⽔分：按GB/T 7600⽅法进⾏试验。

⽔分不但会导致磷酸酯抗燃油的⽔解劣化、酸值升⾼，造成系统部件腐蚀，⽽且会影响油的润滑特性。

如果运⾏磷酸酯抗燃油的⽔分含量超标，应迅速查明原因，采取有效的处理措施。

(6)闪点：按GB/T 3536⽅法进⾏试验。

运⾏磷酸酯抗燃油的闪点降低，说明油中混⼊了易挥发可燃性组分或发⽣了分解变质，应同时检测⾃燃点、黏度等项⽬，分析闪点降低的原因。

(7)⾃燃点：按DL/T 706⽅法进⾏试验。

当运⾏中磷酸酯抗燃油的⾃燃点降低，说明被矿物油或其他易燃液体污染，应查明原因，采取处理措施，必要时停机换油。

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。

火电厂化学监督常见问题及处理

#2机组B 高混在线比电导率表显示为6.4 μS/cm ，在线氢电导率表显示为0.06 μS/cm ，数据对应不上；#2机组精处理混床个别氢电导率、比电导率表计显示为0.01 μS/cm 、0.00 μS/cm ，数据为异常值。

#2机组高混出水母管在线pH 表实时数据为8.8，数据偏高，怀疑在线仪表不准。

1.3 机组抗燃油情况对机组抗燃油油质化验报表检查，结果显示：2019年12月25日电厂检测#1抗燃油酸值0.23 mgKOH/g ，#2抗燃油酸值0.28 mgKOH/g ，2019年6月7日、6月13日、6月22日电厂检测发现#1抗燃油酸值超标，最大值0.18 mgKOH/g ，标准要求运行油酸值不超过0.15 mgKOH/g [1]。

两台机组抗燃油酸值多次检测超标，可能有局部过热问题，依据DL/T 571—2014《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》要求，抗燃油温度应控制在35～55 ℃[1]，检查发现目前电厂将抗燃油温度控制在45 ℃，满足标准要求。

对抗燃油设备现场检查发现抗燃油油箱顶部空气滤清器为黑色罐体，无法判断是否有效，若失效未及时更换，空气中水分将进入抗燃油系统。

水分的存在将加速抗燃油的劣化变质产生酸性物质[2]。

1.4 水汽在线化学仪表情况对水汽采样间化学仪表进行现场检查，结果发现：#1机组凝结水氢电导率表温度示值为18 ℃，其他#1机组凝结水在线仪表温度示值约为21 ℃，#2机组省煤器入口比电导率表温度示值为64.8 ℃，实际温度约为20 ℃，初步判断这两块仪表的温度传感器存在问题[3]。

#1、#2机组省煤器入口pH 表显示数据和省煤器入口比电导率表显示数据明显不对应，初步计算省煤器入口pH 表偏低约0.2。

内冷水pH 表显示数据和内冷水的比电导率表显示数据也明显不对应。

#1机组省煤器入口氢电导率显示为0.053 μS/cm ，低于0.055 μS/cm 理论低限值[4]。

0 引言某电厂为2×350 MW 国产超临界燃煤单抽供热机组，#1机组于2016年11月23日、#2机组于2016年12月31日正式通过168投入商业运行；机组采用二次循环水冷却方式，年用水量约734.2万m 3，其中生产用水732.3万m 3全部使用城市中水，采用机械搅拌加速澄清池对该中水进行石灰处理，处理后的出水作为循环水系统和锅炉补给水处理系统补水。

密封油质量监督及抗燃油质量标准

密封油质量监督及抗燃油质量标准
1.1.1.1 运行中的密封油质量标准
运行中的密封油质量标准应符合DL/T 705的规定。

1.1.1.2 运行密封油的监督
a)对密封油系统与润滑油系统分开的机组，应从密封油
箱底部取样化验；对密封油系统与润滑油系统共用油
箱的机组，应从冷油器出口处取样化验；
b)机组正常运行时的常规检验项目和周期应符合表DL/T
705的规定；
c)新机组投运或机组检修后启动运行3个月内，应加强
水分和机械杂质的检测；
d)机组运行异常或氢气湿度超标时，应增加油中水分检
验次数。

1.2 抗燃油质量标准
1.2.1.1 新抗燃油质量标准
新抗燃油应按DL/T 571的规定验收，取样数量及方法参照GB/T 7597执行。

1.2.1.2 运行中抗燃油质量项目、标准及试验周期
a)运行中抗燃油质量项目、标准及试验周期按DL/T 571
的规定执行；
b)运行中抗燃油的取样应按GB/T 7597及DL/T 571执行。

1.2.1.3 磷酸酯抗燃油的监督和维护按DL/T 571执行。