抗燃油油质劣化的危害及对策
磷酸酯抗燃油劣化影响及再生处理研究进展 徐亮
磷酸酯抗燃油劣化影响及再生处理研究进展徐亮摘要：磷酸酯抗燃液在工程中惯称磷酸酯抗燃油，它是抗燃油中运用最为普遍的一种，常用作高参数机组的调节保安系统和旁路系统的工作介质。
近年来磷酸酯抗燃油劣化的情况日益增多，致使磷酸酯抗燃油由品质下降，严重影响了使用性能：基于此。
本文综合分析了磷酸酯抗燃油劣化对机组的影响及目前对劣化抗燃油进行再生处理的方法。
关键词：磷酸酯抗燃油；劣化影响；再生处理；研究进展1、前言磷酸酯抗燃油有非常好的润滑性能和抗燃性，作为控制油已经被广泛应用于非常大型汽轮机组的调速系统，对提高发电机组的防火安全性也有相当重要的作用。
但是抗燃油的抗氧化安定性和抗水解安定性却较差，导致抗燃油在运行中易发生劣化。
因此，了解劣化磷酸酯抗燃油对机组运行的影响，同时对劣化磷酸酯抗燃油及时进行再生处理，对延长油品的使用寿命，提高机组运行的经济性有很大的意义。
2、磷酸酯抗燃油劣化的影响因素2.1酸值酸值是抗燃油非常重要的一项化学性能指标，运行机组的抗燃油酸值通常控制在0．20mgKOH／g。
酸值升高表明抗燃油品质降低，产生了酸性物质，发生了劣化。
酸值升高同时加速了抗燃油的水解，加剧了对金属部件的腐蚀，导致油泥的形成和沉积，另外，还会不同程度的影响空气释放值、电阻率、颗粒度等性能，对汽轮机调速系统的安全运行构成较大的威胁。
2.2水分磷酸酯抗燃油的水解过程是一个能让水解产物迅速分解的过程。
一旦出现了水解，抗燃由的劣化速度就会加剧。
磷酸酯抗燃油在酸碱盐中最容易发生水解，所以水分是磷酸酯抗燃油酸值升高的主要原因，更加快了磷酸酯抗燃由的老化，使抗然油发生水解，而且还会促使运行机组的零部件遭到腐蚀，严重影响运行机组的安全运行。
根据文献报道，在一定条件下磷酸酯抗燃油的使用寿命是5～10年，但在大多数运行过程中，不到一年抗燃油中的含水量就超过了标准。
抗燃油中含水量的升高加速了抗燃油的劣化，会影响抗燃油中的空气释放值、电阻率和泡沫特性。
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 ：
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４ 旋转 式 暖 风Байду номын сангаас器 的 经 济性 能
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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。
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。
抗燃油油质劣化的危害及对策
抗燃油油质劣化的危害及对策摘要：针对近年来伊敏发电厂抗燃油油质劣化频繁，严重影响设备的安全运行问题，对油质劣化的原因作了具体分析，并对防劣化措施作了初步探讨。
关键词：抗燃油劣化危害0 前言伊敏发电厂安装两台俄制500MW机组，于02、03年先后对2#、1#机进行了彻底的DEH 改造，改造后的效果是明显的，但由于缺乏对高压抗燃油的管理经验，发生了三次严重的抗燃油油质劣化事件，对机组的安全造成了极大的危害，并造成了极大损失。
1#机组于03年DEH改造完，于7月14日投入运行，29日正常停机，8月3日17时并网。
8月4日1时，1#机EH系统管道突然剧烈震动，1时28分,1#中压主汽门附近6.5m主机有压回油管路一处三通震裂呲油，抗燃油大量喷出，并产生大量浓烟，经检修、运行人员4个小时的抢修，机组恢复运行，但整个管系震动依然剧烈，频率在3-10Hz左右，加固管道无效，可以判定震动为系统共振。
经过进一步的查找震源，发现1#高调门油缸内活塞在以3-10Hz左右频率剧烈的作往复运动，频率与系统振动频率相同，当由顺序阀切换至单阀关#1高调门后振动消失。
几天后，机组停机时，使用信号源对各伺服阀进行检查，发现1#高调门伺服阀即使在有信号的情况下也无法维持，在任何开度下都剧烈震动，而2#、3#、4#高调门在有信号输入的情况下可以维持在任何位置，但信号消失时，也产生震动。
将这些伺服阀返厂校验发现，其喷嘴处已经腐蚀，而此时的油样（因大量跑油，此时已经补入500Kg 左右的新抗燃油）检查并无明显异常（酸值0.025kOHmg/g；氯含量0.0050%；体积电阻率4.62*109Ωocm），只有体积电阻率略低，但也属合格范围。
之后几天又陆续发现3个汽泵调节阀伺服阀也有同样问题。
由于能引起这样普遍性的腐蚀的只能是油质劣化引起，因此可以推测可能是EH油突然劣化，在系统自带的再生装置作用下缓慢恢复正常，而此期间各伺服阀已经受到腐蚀。
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。
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。
磷酸酯抗燃油劣化的原因分析及处理
磷酸酯抗燃油劣化的原因分析及处理随着机组功率和蒸汽参数的不断提高，调节系统的主汽门及调节汽门提升力越来越大，油动机油压的提高，容易造成系统调速油泄漏，普通汽轮机油燃点低，易造成汽轮机油系统火灾事故，抗燃油因其燃点高、挥发性低、物理稳定性被应用到发电厂电液控制系统，大大减小火灾对电厂的威胁，以此来保证其机组运行的稳定性和安全性。
但是磷酸酯抗燃油，由于维护使用不当会发生油质劣化的现象，影响调节系统调节性能，对此，本文将阐述在电厂应用中磷酸酯抗燃油劣化的危害，分析磷酸酯抗燃油劣化的主要原因，并深入探究磷酸酯抗燃油劣化的具体处理方式。
基于本文的分析，其目的就是掌握磷酸酯抗燃油劣化的原因，为制定有针对性的解决措施、保证机组安全稳定运行。
标签：磷酸酯抗燃油；水分；酸值；温度；油样测试0 前言随着大容量、高参数的机组投产使用，就进一步增加了抗燃油应用的普遍性。
磷酸酯抗燃油属于合成液压油，其特性与普通的矿物油有着本质差异，虽然其抗燃效果优异，但是在使用的过程中，磷酸酯抗燃油酸值升高、水分超标导致油质劣化，影响电厂的安全运行。
1 磷酸酯抗燃油在电厂中的应用随着机组功率和蒸汽参数的不断提高，调节系统的主汽门及调节汽门提升力越来越大，油动机油压的提高，容易造成系统调速油泄漏，但是普通矿物油其燃点较低，基本在350摄氏度左右。
而发电厂汽轮机组，其在运行的过程中，蒸汽温度基本在540摄氏度左右，所以矿物油作为介质的情况下，如果发生泄漏的现象，就会存在产生火灾危险的问题。
磷酸酯抗燃油，是由磷酸酯组成的，外部透明、质地均匀的混合类燃油资源，该类原料略成淡黄色，具有沉淀杂质、挥发性低、耐磨性好、安定性强、以及物理稳定性的特征，是电液控制系统中所用的抗燃油类。
与传统的机械运用油类相比，它也具有高温环境下燃烧火焰不传播、以及火焰氧化稳定性强等优势，所以，将磷酸酯抗燃油应用在电厂中，具有不可替代的必要性[1]。
具體来说，为了能够保证电厂汽轮机组更加高效、稳定的运行，增强高参数汽轮机组运行的稳定性，就可以将传统的矿物油，替换为磷酸酯抗燃油，并合理的应用在调节系统中。
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。
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]。
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。
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。
核电站磷酸酯抗燃油劣化分析及处理
核电站磷酸酯抗燃油劣化分析及处理摘要：针对核电厂汽轮机调速系统液压油系统油质导致调速系统不稳定的问题，该文对抗燃油老化机理、影响因素做出了相对应的比较，且依据相关标准和规范及现场经验实践，提出三种方案，并对方案效果进行了比较。
经过对抗燃油进行处理，抗燃油的油质的到了一定程度的提升，对于调速系统和设备的安全性、可靠性得到显著提高。
关键词：核电；抗燃油；劣化1前言在核电厂汽轮机调速系统日常运行中，抗燃油油质参数超标时有发生。
一方面，抗燃油具有低挥发性、抗燃性、润滑性、耐磨性等优点；同时其水解安定性、氧化安定性较差。
日常维护及处理抗方法上，目前标准配置较为单一，同时也存在一定的局限性。
为优化抗燃油日常维护，尽量避免因日常因抗燃油油质不合格线滤油而增加风险，本文就日常关注参数的相关造成原因以及处理方案进行分析。
2 抗燃油当前劣化状态简介2.1抗燃油劣化简化机理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，是一种强极性物质，对水分敏感，易吸收空气中的水分而水解。
本质是水与磷原子发生反应，并且置换可分离基团，可生成包括磷酸二酯、磷酸酯、磷酸和酚类物质，而生成的酸又会催化水解反应的进行，引发恶性循环。
其基本化学式为（RO）3P=O，其中：R可能为甲基、异丙基、叔丁基；n=0-2。
抗燃油中含有水分时其水解反应过程如下：（RO）3P=O+H2O?ROH+（RO）2P=O（OH）（RO）2P=O（OH）+H2O?ROH+（RO）P=O（OH）2（RO）P=O（OH）2+H2O?ROH+ P=O（OH）3通过上述可反映出，三苯基磷酸酯液压油在含水环境中，通过水解反应会生成磷酸（H3PO4），这是导致抗燃油酸值升高以及电阻率降低的机理之一。
2.2抗燃油劣化现状福清核电1-4号机组GFR汽轮机调节油系统采用美国科聚亚公司生产的ReoLube磷酸酯抗燃油，系统运行油压约12MPa。
目前，系统油处理再生装置基础配备为由离子交换树脂过滤器和波纹纤维过滤器组成，具备酸值及颗粒度处理能力。
机组抗燃油油质异常分析及处理
机组抗燃油油质异常分析及处理发表时间：2020-12-18T06:01:55.025Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第20期作者：张旭[导读] 在机组检修时对抗燃油油箱加热装置进行了改造，保证了机组安全。
华能大庆热电有限公司黑龙江大庆 163159摘要：为解决我厂1号、2号机组抗燃油的电阻率、泡沫特性等指标超出DL/T571-2014《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》中运行油的质量要求，且运行油颜色较深。
油质不好造成1号机组1、2号高调门及2号机组1号主汽门伺服阀出现内漏现象，部分溢流阀后管路温度较高，存在内漏的现象。
在机组检修时对抗燃油油箱加热装置进行了改造，保证了机组安全。
关键词：油质；伺服阀漏泄；加热器改造；机组安全1.前言我厂安装2×350MW供热机组，汽轮机调速系统使用美国旭瑞达有限公司（以化集团）生产的阿克苏牌磷酸酯抗燃液压液。
2015年二季度监督工作中发现1号、2号机组抗燃油的电阻率、泡沫特性等指标超出DL/T571-2014《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》中运行油的质量要求，且运行油颜色较深。
上述现象说明，1号、2号机组抗燃油发生了一定程度的劣化，同时，发生伺服阀内漏现象。
为使油质性能恢复、保障机组的安全运行，需对两台机组抗燃油深入分析，并据此提出现场解决油质问题的方案。
2.试验结果与分析2.1油质部分指标检测结果2015年8月10日，取1号、2号机组抗燃油进行试验室检测。
由表1数据可知，1号、2号机组EH油的酸值均符合运行油标准要求，电阻率、泡沫特性及空气释放值均不符合运行油标准要求。
表1 1号、2号机组EH油部分指标检测结果3.现场处理方案3.1滤油处理按照试验结果，再生处理后抗燃油指标满足要求。
采购了KZTZ-2型抗燃油在线再生脱水装置，采用外接抗燃油滤油机滤油后（西安院研制），酸值基本能控制在标准范围内，但电阻率数值运行一段时间后还是满足不了要求较低，电阻率过低易产生电化学腐蚀，将导致机组调节系统的性能正常发挥带来潜在的不安全影响。
EH抗燃油应用中的主要问题及解决措施
1.抗燃油在应用中存在的主要问题。
1.1抗燃油酸值超标。酸值是反映抗燃油劣化变质程度的一项化学性能指标。一般来说酸值超过0.1 mgKOH/g油质就不稳定。酸值越高，升高的速度就越快。高酸值的油不但能进一步催化抗燃油的水解，使酸值升高，还会有劣化物产生，这些劣化物会不同程度地影响油的电阻率、颗粒度、泡沫特性等指标。严重威胁机组安全运行。三门峡华阳电厂、太原第一热电厂等电厂都因抗燃油酸值超标导致油质劣化加快，最终造成停机换油！
标题：
EH抗燃油应用中的主要问题及解决措施
摘要：
关键词：
抗燃油
内容：
磷酸酯抗燃油以其优异的抗燃性及润滑性能已广用于大型汽轮发电机组的调速系统，但由于抗燃油为人工合成的化学液体，在运行中难免发生氧化、水解等变质现象，造成油质劣化，严重时对部件等造成不可修复的腐蚀。另外，由于调速系统工作部件尺寸缩小，运行油压提高，伺服阀等控制部件的运动间隙减小，油中固体颗粒污染引起的伺服阀卡涩问题也十分突出。综观各电厂抗燃油，大部分都是采用AKZO-Nobel化学公司生产的Fyrquel EHC。且都不同程度地存在抗燃油劣化问题，有的劣化还较严重。为此我们有必要对抗燃油在应用中存在的问题进行总结并采取相应的解决措施，从而确保机组安全、稳定、可靠运行。
抗燃油油质超标的原因、危害、处理
抗燃油油质超标的原因、危害、处理摘要:在日常生活中使用的抗燃油,主要由磷酸酯等成分组成,其中的物理化学性质比较稳定,颜色透明、均匀,没有化学沉淀,耐腐蚀抗磨,难溶阻燃性强等是其最重要也甚至是最突出的性质特点之一。
然而在生产中常常会遇到此类抗燃油的产品泡沫氧化特性不达标,体积电阻率不合格,酸值明显升高,出现燃油颗粒物和污染物等油质问题,这些都必然是可能导致此类抗燃油油质质量超标的主要原因,本文主要针对以上几个问题详细分析了此类油质问题可能产生的主要原因,及其后期改善处理对策措施。
一、高压抗燃油特性和运行温度抗燃油是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。
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。
二、抗燃油油质超标的原因1、油中大颗粒杂质进入相关部件日常检修、保养的时候,零部件未及时进行清洗干净,检修期间室内环境不清洁,密封件内部材质发生老化容易出现脱落,EH油泵是对应于箱内油箱、管道内壁上部分箱内有机物的快速油水溶解和箱内油水快速分离,EH油泵、冷却泵、滤油泵及由于相关使用部件体内各种金属间相互应力摩擦所受的作用力而产生的大量黑色金属性粉屑和塑料碎屑不易直接进入相关部件内的EH油中。
2、抗燃油水解和酸性腐蚀EH油本身其实是一种无机性的磷酸脂，它具有一种性质便是能够进行多种可能的水解，而且在其水解之后，它又会进行一系列的化学反应，生成其它诸如羟基磷酸二氢根和磷酸乙二醇等有机脂类。
这种属于抗酸性有机燃油的水箱体系其中的主要有机水份除其自身都是经过有机老化水解反应之后产生的以外,主要化学成分都是来自其它抗酸性燃油箱顶部的一个空气自动呼吸器,空气从此处的出口直接进入其它抗酸性燃油箱,在通过抗燃油箱顶部油管内壁迅速加热凝结后就会形成一个白色的小水珠,混入其它抗酸性燃油中。
火电厂抗燃油再生处理
火电厂抗燃油再生处理摘要：电力是当前人们生活和生产中的重要能源，对于国家建设有着重要的影响。
当前我国主要的发展方式是火力发电，为了满足人民的电能使用需求，当前机组容量不断增加，为了保证发电过程的正常进行，机组一般会使用抗燃油，以便实现对机组的润滑和稳定，提升发电效率。
抗燃油在使用中会出现劣化，进而影响火电机组的正常运行。
本文结合实际情况，对抗燃油再生处理工作进行了介绍。
关键词：火电机组；抗燃油；劣化；再生处理引言抗燃油的使用保证了当前大功率和大容量机组的正常运行，保证了发电过程的稳定性。
但是，抗燃油的劣化会直接影响火电机组的运行质量，降低发电过程中的安全性，也不利于发电过程的高效进行。
针对劣化抗燃油进行再生处理保证了机组的运行稳定，也有效的降低；了发电中的成本，有助于火力发电工作的长期进行。
1抗燃油油质劣化对机组运行的影响抗燃油的油质劣化表现包括油质指标不合格、油质颜色变深、使用中的空气释放值超标以及油泥析出等，；劣化的抗燃油会给机组的调速系统带来一定的影响，造成机组结构的腐蚀和卡涩，容易造成机组运行指标的抄表，严重降低了火力发电过程的安全性，也不利于运行维护工作的顺利进行。
1.1空气释放值超标在发电机组的运行中，抗燃油系统的运行压力较高，油质的劣化会造成抗燃油空气释放值的提升，油分中空气含量的提升直接影响抗燃油系统的运行，对于火力发电过程有着极大的负面影响。
空气的增加会使得抗燃油的压缩系数下降，导致发电机组中电液控制信号的准确性下降，对于机组的运行安全性和稳定性有着负面影响。
在较高的运行压力之下，抗燃油中的气泡会破裂，进而造成机组抗燃油系统的压力波动，容易给抗燃油系统的结构造成破坏。
同时，气泡破裂时会释放氧气，导致抗燃油的氧化，加速抗燃油的油质劣化。
1.2泡沫特性指标超标抗燃油的劣化会导致产生泡沫，在机组的运行中，抗燃油产生的泡沫会进入抗燃油系统中，对于机组的运行安全性造成影响。
泡沫的增加会进一步加速抗燃油的劣化，增加机组运行成本。
燃气轮机联合循环机组汽轮机抗燃油油质劣化原因分析与处理
燃气轮机联合循环机组汽轮机抗燃油油质劣化原因分析与处理发布时间：2022-01-06T05:28:46.561Z 来源：《中国电业》2021年22期作者：金石[导读] 本文对汽轮机抗燃油基本特性进行分析金石大唐泰州热电有限责任公司\江苏省泰州市\225500摘要：本文对汽轮机抗燃油基本特性进行分析，并对导致燃气轮机联合循环机组汽轮机抗燃油出现油质劣化的原因加以阐述，提出严格把控运行油温、预防水分进入抗燃油以及加强旁路再生装置管理等处理对策，希望能为减少抗燃油油质劣化问题发生及增强抗燃油使用性能提供有效建议。
关键词：燃气轮机联合循环机组；汽轮机；抗燃油；油质劣化引言：汽轮机抗燃油发生油质劣化问题，不仅对整个燃气轮机联合循环机组运行稳定性造成较大影响，在一定程度上也会给机组带来运行安全威胁，降低系统中各个零部件使用期限。
在明确抗燃油油质劣化原因前提下，如何采取有效处理对策，是目前各相关人员需要考虑的问题。
1.汽轮机抗燃油基本特性分析汽轮机抗燃油属于一种合成油，新油颜色呈透明状或浅黄色，相较于润滑油，抗燃油开口燃点略高一些，良好的耐热性、防火性、抗氧化性、热稳定性以及水解稳定性是汽轮机抗燃油主要基本特征，在实际运用过程中，不仅能够有效调节系统，也能进一步系统运行系统稳定性，充分满足燃气轮机联合循环机组各项需求。
但与润滑油相比较，汽轮机抗燃油更加容易被热解和水解，同时必须使用专用密封件来进行密封[1]。
汽轮机抗燃油使用过程中，由于对维护与管理工作不够重视，使得汽轮机抗燃油在使用期间高频率出现污染变质问题，降低抗燃油自身使用性能同时，也会对整个燃气轮机联合循环机组带来严重影响。
基于此，为了确保燃气轮机联合循环机组安全稳定运行，必须加强汽轮机抗燃油日常监督、管理以及维护，有利于抗燃油使用期限延长，降低燃气轮机联合循环机组汽轮机抗燃油油质劣化问题发生几率。
2.导致燃气轮机联合循环机组汽轮机抗燃油出现油质劣化的原因2.1温度因素虽然汽轮机抗燃油具有良好的抗燃性特点，但在高温条件下长时间不间断运行，则会加快氧化速度，一般情况下，处于常温状态下的汽轮机抗燃油，氧化速度极慢，系统内部产生高温，加快抗燃油氧化速度，直接影响燃气轮机联合循环机组运行稳定性。
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抗燃油油质劣化的危害及对策
摘要：针对近年来伊敏发电厂抗燃油油质劣化频繁，严重影响设备的安全运行问题，对油质劣化的原因作了具体分析，并对防劣化措施作了初步探讨。
关键词：抗燃油劣化危害
0 前言
伊敏发电厂安装两台俄制500MW机组，于02、03年先后对2#、1#机进行了彻底的DEH 改造，改造后的效果是明显的，但由于缺乏对高压抗燃油的管理经验，发生了三次严重的抗燃油油质劣化事件，对机组的安全造成了极大的危害，并造成了极大损失。
1#机组于03年DEH改造完，于7月14日投入运行，29日正常停机，8月3日17时并网。
8月4日1时，1#机EH系统管道突然剧烈震动，1时28分,1#中压主汽门附近6.5m主机有压回油管路一处三通震裂呲油，抗燃油大量喷出，并产生大量浓烟，经检修、运行人员4个小时的抢修，机组恢复运行，但整个管系震动依然剧烈，频率在3-10Hz左右，加固管道无效，可以判定震动为系统共振。
经过进一步的查找震源，发现1#高调门油缸内活塞在以3-10Hz左右频率剧烈的作往复运动，频率与系统振动频率相同，当由顺序阀切换至单阀关#1高调门后振动消失。
几天后，机组停机时，使用信号源对各伺服阀进行检查，发现1#高调门伺服阀即使在有信号的情况下也无法维持，在任何开度下都剧烈震动，而2#、3#、4#高调门在有信号输入的情况下可以维持在任何位置，但信号消失时，也产生震动。
将这些伺服阀返厂校验发现，其喷嘴处已经腐蚀，而此时的油样（因大量跑油，此时已经补入500Kg 左右的新抗燃油）检查并无明显异常（酸值0.025kOHmg/g；氯含量0.0050%；体积电阻率4.62*109Ωocm），只有体积电阻率略低，但也属合格范围。
之后几天又陆续发现3个汽泵调节阀伺服阀也有同样问题。
由于能引起这样普遍性的腐蚀的只能是油质劣化引起，因此可以推测可能是EH油突然劣化，在系统自带的再生装置作用下缓慢恢复正常，而此期间各伺服阀已经受到腐蚀。
此次事件造成了巨大损失，共更换摩根阀10个，损失抗燃油近1吨，发生管道泄漏三次，起火数次（因各处均有人死守而未产生危害），损失电量140万kWoh，对抢修人员健康造成了一定的危害。
之后，我厂还发生了两次油质劣化事件，虽没有造成严重损失，但也给机组带来了严重的隐患。
①、03年9月，因2#机三抽油压逆止门漏汽，导致其附近EH管道超温，共更换10余个油泵出口滤芯才控制住油质。
②、04年2月，1#机EH油泵出口滤芯频繁报警，而抗燃油颗粒度为MOOG二级。
尤其指出的是这两次事件后期，由于滤芯耗尽，机组均不得不强行在滤芯报警的情况下运行，严重影响机组的安全。
1影响油质劣化因素
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，就我厂机组而言，其油质劣化主要与下述因素有关：
1.1 金属对油质的影响
在管道施工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。
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
判断为金属微粒，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。
1.2 运行油的温度对油质的影响
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℃，但由于设备或人为失误，过温现象总有发生。
如油在流经油动机附近时，由于热辐射，可使该段流过的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油也具有一般有机物的通性，即受热易分解，产生有机酸。
另外，在油温较高时，EH油能熔解其管路连接处的密封材料，一方面会造成油泄漏，另一方面会改变油的性质。
另一方面，我厂抗燃油为"大湖"专为俄罗斯生产，油黏度大大提高，（40℃时为50.83mm2/s；43℃时为41.71mm2/s；47℃时为34.49mm2/s；50℃时为28.75mm2/s）在正常工作油温40±5℃下油黏度变化极大，易造成滤网压差过大问题。
1.3 水分的渗入会造成EH油的水解
抗燃油是一种磷酸酯，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。
EH油在运行时基本上为密封状态，为防止水分渗入，在油箱顶部装有干燥剂。
一般情况下，水分的来源主要是吸收空气中的潮气，如油箱盖密封不严，干燥剂失效，水分可通过油箱顶渗入。
1.4 旁路再生装置的功效较差
EH油系统都设有旁路再生装置，该装置主要由硅藻土吸附剂和滤芯组成，前者用于吸附劣化产物，后者用于过滤颗粒物。
但目前的再生装置存在旁路再生装置对油质改进功效不大的问题，如有一次我厂在EH油酸值为0.15mgKOH/g时投入旁路再生装置，效果不佳(测量油的酸值只是略有下降，在更换4个硅藻土滤芯后才勉强降到0.10mgKOH/g以下。
为此我厂引进硅铝再生系统，但随之也发生了04年2月滤芯频繁报警问题，症状是：尽管此时抗燃油的颗粒度已达MOOG一级，但油泵出口滤芯仍频繁报警，经分析怀疑是滤料过细，面对过量的5微米以下颗粒，滤芯无法保证其通流能力，这个问题在厂家更换大颗粒滤料滤芯后得到解决（若加大滤芯通流面积也可缓解这一问题）。
针对以上分析，我们对EH系统进行了详细的检查，发现：1、EH管道内焊渣较多；2、有局部超温现象（70度）；3、硅藻土功效差；4、监测周期长（新安装系统在机组启动后油品劣化快，监测周期应在1周一次）；5、运行油温过低，平常只有40℃左右，用油量突然增加或油质稍有恶化就会导致泵出口滤芯报警。
为此，我们相应的采取了如下措施：1、控制超温点，做好保温；2、加大监测力度，直至系统稳定；3、购买硅铝再生系统，加大再生效果；
4、提高油质报警标准：体积电阻率为10*109ΩoCm，酸值为0.10mgKOH/g；
5、提高运行油温，保持在45℃以上，除正常投入加热器外，还对管道进行适当的保温。
经以上措施，类似情况再没有发生。
2 总结经验，可以提出以下对策
严格把好安装的质量关，保持系统清洁、尽量减少焊瘤的存在。
严格控制EH系统的超温，采取隔绝热源、保温、通风的方法控制油温，同时，也要做好保证油温在45-55℃范围，防止黏度过大造成的负面影响。
新安装或检修的系统在投入运行的前期要加大监测的力度，严格执行《油品检测监督管理制度》，增加必要的仪器仪表。
现场储备足够数量的理化指标合格的备用炕燃油，系统补油前必须化验合格后方可进行补油操作。
谨慎使用滤油设备，尤其注意滤芯的采购，必须的有质量保证的才能使用。
坚持投入再线再生装置。
定期检查油箱上呼吸阀，干燥剂失效及时更换。
储备一定量的EH油泵出口滤芯，建议储备30个，随耗随补，另外对系统中的关键设备如油泵、摩根阀等也要有储备，毕竟EH系统对机组的安全运行影响太大了。
合理安装管道支吊架，保证膨胀，合理选用管道附件（如三通、变径等），防止出现应力集中，遇有振动时破裂。
当EH油系统出现问题时，应准确判断故障原因，不能在问题没有找到时就匆忙投入机组，有可能产生严重后果。