火力发电厂磷酸酯抗燃油水分超标影响分析及对策研究
磷酸酯抗燃油体积电阻率超标的分析与处理
ＡＮＡＬＹＳ Ｓ ＡＮＤ Ｉ ＴＲＥＡＴＭ ＥＮＴ ＯＦ ＶＯＬＵＭ Ｅ ＲＥＳ Ｓ ＶＩ Ｉ ＴＩ ＴＹ ＥＸＣＥＥＤＩ ＮＧ ＥＴ Ｓ Ｓ ＴＡＮＤＡＲＤ ＦｏＲ ＲＥ —ＲＥＳ Ｓ ＦＩ Ｉ ＴＡＮＴ Ｌ ＡＤＥ ＯＩ Ｍ ＦＲＯ Ｍ ＰＨＯＳ ＰＨ ＡＴＥ ＴＥＲＳ ＥＳ
［ 文献标 识码］ Ｂ
６ ２ １０ ０７ ３ ［ 章 编 号］ １ ０ —３３ ４（ ０１ ） １— ０ ６— ０ 文 ０２
Ｉ Ｏｌ编 号］ １ ． ９ ９ ｊ ｉｓ ． ０ ２—３ ６ ． ０ ． １ ０ ６ Ｄ ０ ３ ６ ／．ｓ ｎ １ ０ ３ ４ ２ １ ０ ． ７ １
Ｚ ＨＡＯ ｉ Ｗ Ｕ ｈ ｈ ｎ Ｒｕｊ ， ｕ Ｓ ｉａ ｇ
１ Ｈｅ ａ ｅｔｉ ｏ ｒＴｅｔｎ ＆ Ｒｅ ｅ ｒｈ Ｉ ｓｉｕ ｅ Ｚｈ ｎ ｚ ｏ ５ ０ ２， ‘ａ ｏ ｉｃ ， ． ｎ ｎ ＥｌｃｒｃＰ ｗｅ ｓｉｇ ｓａ ｃ ｎ ｔｔ ｔ ， ｅ ｇ ｈ ｕ４ ０ ５ Ｈｅ ｎＰｒ ｖｎ ｅ ＰＲＣ ｎ
ｌｎｅ ｔｅ ｔ ｅ ｆｔ ｅ ｆｒ — ｅ ｉｔ ｎ ｉ ｉ ａ ｄ ｐｏ ｒ ｐ ａ ｙ ｕ ｉ ｐ ｃａ ｉ — ｉ ｅ ｉ ｇ ｍ ａ ｈ ｎ ｏ ｉ ｒ ａ ｍ ｎｔｏ ｈ ｉｅ— ｒ ｓｓ ａ ｔｏ ｌ ｎ ｓ ｉ ｗｅ ｌ ｎｔｂ ｓｎｇ ａ ｓ ｅ ｉｌｏ ｌ—ｆｌ ｒｎ ｃ ｉ ｅ ｆ ｒ ｔ ｒ ｇ ｎｅ ａ ｉ ｅ ｅ ｒ ｔｏｎ— ａ ｓ ｐ ｉ ｎ ｏ ｈｅ ｆｒ ｄ ｏｒ ｔｏ ｆ ｔ ｉｅ— ｒ ｓｓ ａ ｔ ｏｉ， ｈｅ ｒ ｌ ｍ ｏ ｏｌ ｍｅ ｅ ｉｉｉ ｉｙ ｘｃ ｅ ｉ ｓ ｔ ｅ ｉｔ ｎ ｌ ｔ ｐ ｏｂ ｅ ｆ ｖ ｕ ｒ ｓ ｓ ｔ ｅ ｆｒ ｔ ｎ ｒ ｏ ｈ ｉｅ—ｒ ｓｓ ａ ｔｏｉ ｈａ ｅ ｅ ｏ ｖ ｄ． ｅ ｉ ｔ ｎ ｌ ｓ ｂｅ ｎ ｒ ｓ ｌ ｅ Ｋｅ ｒ ｓ：ｉｅ ｙ ｗｏ ｄ ｆｒ ｄ—ｒ ｓｓ ａ ｔｏｉ； ｏｌ ｍｅ ｒ ｓｓ ｉ ｔ ａ ｏ ｐｔｏ ｏ ｌ ｉｔ ｒｎｇ ｍ ａ ｈ ｎｅ ｅ ｉｔ ｎ ｌ ｖ ｕ ｅ ｉｔｖｉｙ； ｄｓ ｒ ｉｎ； ｉ —ｆｌｅ ｉ ｃ ｉ
M310机组控制油系统水份超标原因分析及改进
M310机组控制油系统水份超标原因分析及改进发布时间：2021-04-22T02:31:27.799Z 来源：《建筑学研究前沿》2021年2期作者：於豪[导读] 福清核电1至4号机组为M310改进型核电机组，汽轮机控制油系统选用磷酸酯型高压抗燃油。
福建福清核电有限公司福建福清 350300摘要：福清核电1至4号机组为M310改进型核电机组，汽轮机控制油系统选用磷酸酯型高压抗燃油。
某机组汽轮机控制油取样发现，控制油中水含量超标（标准为≤1000ppm），达到1400ppm。
若控制油系统水分超标后不能及时去除，则会加速抗燃油油品劣化，加上劣化产物及其它皂泥、颗粒等杂物过多积聚，极易发生电磁阀、伺服阀或比例阀等控制滑阀卡涩，严重威胁机组稳定运行。
福清核电对于控制油水份上涨的原因进行分析，通过临时措施降低控制油水份至正常水平，并计划通过技改解决控制油水份缓慢上涨的问题。
关键词：关键词；核电机组；控制油系统；抗燃油；水含量超标一、核电M310机组控制油系统介绍汽机调节油系统（GFR）位于常规岛厂房汽轮机润滑油储存间，它向汽轮机所有主汽阀、调节阀和高压遮断模块提供恒温、恒压的调节油，以满足汽轮机调节和保护系统的流量需求，并回收来自所有调节阀、主汽阀和高压遮断模块的排，汽轮机调节油系统由一个专用油箱、主泵组、过滤装置、冷却装置和净化装置组成。
二、抗燃油水份超标危害及现场实际问题2.1抗燃油水份超标危害磷酸酯型高压抗燃油在系统内使用期间，当抗燃油温度、酸值（酸性物质相当于催化剂）达到一定限值则会发生水解反应，水解产生酸性磷酸二酯、酸性磷酸一酯以及酚类物质，水解生成的酸性物质会进一步促进油品水解反应的发生，磷酸酯型高压抗燃油的水解反应为自催化型反应，油品水解速率和油中氢离子离子浓度密切相关。
福清核电1-4号机组正常运行期间，严格按照化学技术规范，定期对系统运行期间的磷酸酯型高压抗燃油取样分析，对于正常取样检测的几项数据中仅有一次水份含量取样超标，其余数据均化学技术规范要求限制内，福清核电《 1、2号机组化学和放射化学技术规范》要求抗燃油水份含量≤1000ppm [1]。
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
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
磷酸酯抗燃油的主要理化指标异常处理措施
磷酸酯抗燃油的主要理化指标异常处理措施摘要：本文详细阐述了抗燃油在使用中遇到的问题及采取的对策，通过对酸值、水分、颗粒度、泡沫特性等指标的超标原因进行具体分析，从而根据具体情况采取加装旁路再生系统、加强油质监督、添加消泡剂等一系列措施来解决。
着重介绍了抗燃油的油质异常后的运行维护管理措施，对抗燃油系統的检修、维护、运行、监督提出了建议。
关键词：抗燃油；再生；劣化1.概述随着汽轮发电机组功率的不断增大，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，调速系统已广泛采用合成磷酸酯抗燃油。
它具有较高的自燃点（大于530℃）可有效避免调节系统高压力油泄漏到蒸汽管道而导致火灾，但是它在运行中容易受到温度、水分、颗粒杂质的污染而发生劣化和变质，而现在使用的抗燃油大多数都是从国外进口，价格昂贵，如果进行更换会浪费大量人力和财力。
这就需要我们做好抗燃油的监督维护，延长抗燃油的使用寿命，对机组安全稳定运行、提高设备运行的经济性、减少报废油品对环境的污染都具有重要意义。
2.抗燃油主要理化指标异常处理措施2.1电阻率下降问题2.1.1电阻率下降对调速系统的影响。
电阻率是抗燃油一项重要的电化学性能控制指标，如果该项指标小于6×109Ω▪cm，就有可能引起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，进而导致伺服阀卡涩、内漏及油泵负载电流过大的问题。
电阻率越低，电化学腐蚀就越严重。
电化学腐蚀的结果是不得不频繁更换被腐蚀破坏的性能无法满足要求的部件。
如果机组长期运行不能停机更换这些损坏的部件，就可能影响机组调节系统的性能。
2.1.2电阻率下降的原因。
新油的电阻率一般都是达标的，然而当新油运行一段时间后就会劣化变质，产生酸性化合物和醌类化合物，如果采用了硅藻土等吸附再生设备，能控制油的酸值，但不能除去油中带颜色的醌类物质，随着醌类物质的不断累积，油的颜色会越来越深，油的电阻率也就越来越低，低到一定程度就会产生伺服阀的电化学腐蚀。
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。
300MW火电厂3号机抗燃油指标超标原因分析
黔西电厂3号机抗燃油压波动及指标超标原因分析梁建军中电投贵州黔西中水发电有限公司2012年05月20日黔西电厂3号机抗燃油压波动及指标超标原因分析摘要：分析黔西电厂3号机抗燃油压力波动及指标超标的原因，介绍了三芳基磷酸酯抗燃油的性能，分析抗燃油酸值超标的原因，提出日常维护和解决问题的措施。
关键词：抗燃油汽轮机油质调节系统加热器一、机组概况中电投黔西中水发电有限公司一期4×300MW汽轮机组是由哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。
调节系统采用高压抗燃油数字电液控制系统，EH油系统是向各阀门单独配置的油动机提供所需的高压抗燃油的系统，它配有再生净化装置和自动调温装置。
抗燃油化学名为三芳基磷酸酯，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，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。
目前，抗燃油已全面应用于国内外各种类型的汽轮机控制系统。
二、3号机抗燃油压波动及指标超标事件经过2011年03月10日10：00分，3号机A抗燃油泵出口滤网差压高报警，判断为滤网脏污，联系维一部清洗A抗燃油泵出口滤芯。
10:30 清洗结束，投运正常，通知维一部已安排滤油。
至03月13日10：00分3号机A抗燃油泵出口滤网差压高又报警，同时A抗燃油泵运行中抗燃油压由13.8MPa缓慢降至12.82MPa。
通知维一部安排清洗，化试班取抗燃油化验油质。
下午，化验结果为抗燃油颗粒度6级（合格值6级），告知维一部化验结果后其称明天安排清洗A 抗燃油泵出口滤芯，将A抗燃油泵切换为B运行，继续滤油。
同时，运行方面将抗燃油再生泵、循环泵保持24小时连续运行。
时至3月16日，A/B抗燃油泵出口滤芯更换4次，仍无效果，汇报相关领导，对3号机主机抗燃油蓄能器皮囊氮气进行检查。
电厂高压抗燃油劣化原因分析及措施研究
电厂高压抗燃油劣化原因分析及措施研究发布时间：2022-07-21T03:32:41.839Z 来源：《当代电力文化》2022年5期作者：孙旗[导读] 根据国家能源局统计数据，火力发电发电量约占总发电量的75%，是我国发电的主要方式。
孙旗大唐东北电力试验研究院有限公司吉林长春 130013摘要：根据国家能源局统计数据，火力发电发电量约占总发电量的75%，是我国发电的主要方式。
目前，我国的火力发电技术相对成熟，但是还存在电厂高压抗燃油劣化的问题。
因此，将着重分析电厂高压抗燃油劣化的原因，并提出相应的解决措施，希望对解决电厂高压抗燃油劣化的问题提供参考和帮助。
关键词：电厂高压抗燃油劣化原因解决措施电厂高压抗燃油即EH油，是一种抗燃的纯磷酸脂液体，主要应用于火力发电厂的大型汽轮机的调节系统和安保系统，是提高火力发电安全系数的主要手段之一。
但是，目前我国电厂高压抗燃油在火力发电机组中的使用仍然存在着劣化现象。
这种现象不仅阻碍了火力发电的正常进行，还降低了火力发电的安全系数，提高了因抗燃油泡沫特性指标升高、酸值超标以及电阻率降低等原因造成的火力发电机组结构的腐蚀和卡涩，从而导致火力发电机组出现障碍等问题。
因此，必须针对电厂高压抗燃油劣化的原因，研究相关解决措施，保障火力发电的正常进行。
1. 电厂高压抗燃油劣化的原因分析1.1 采购的抗燃油质量较差电厂高压抗燃油主要以从公司采购为主，但是随着社会的发展，市场竞争愈来愈激烈。
在利益关系的驱使下，采购的抗燃油质量难以得到保障。
首先，生厂商受利益的驱使降低了电厂高压抗燃油的质量。
抗燃油的生厂商是一个独立个体，但是又依附于各大公司。
也就是说，生产商负责电厂高压抗燃油的生产，公司则负责联系买家。
生产商在生产抗燃油时，为了尽可能增加自身利益，在抗燃油生产中偷工减料，直接降低了电厂高压抗燃油质量。
其次，电厂受利益的驱使降低了电厂高压抗燃油质量。
抗燃油的使用是有一定周期的，也就是说在抗燃油使用一段时间后极易出现酸值超标、含水量升高等问题，从而导致抗燃油劣化。
发电厂抗燃油电阻率超标的原因分析和治理
＃ ３ 机抗燃油再生处理前后油质化验结果对 比
项 目 隧 值 《 ０ １ ５ ｍ 椰 ＃ ０ ２ ５ ０ ０ ４ ５
０ ０ ４ ２
电 阻 率 《 ５ ×ｌ ０ ｜ ｕ ＝ ／ ｃ ｍ ４ ９ ２ ９ ４
５ ３ Ｂ
混油试验结果 无油泥析出 启． 楮 无油泥析出 台格
运行油标准 ｌ ０ 月ｌ ８日 滤油前 １ １ 月２日谵油后
ｌ １ 月ｌ ６日 运 行中
专业人员采取多种措施查找原因 、 开展油处理或补油 ，仍无明显油质改
善。
＂＠
鹕 、４ 机抗燃油油质化验数据
档 机抗燃油油 日 期 电阻率
２ ０ １ ２年 ２月
Ｑ ｃ ｍ １ 辩
．
ｍ 鲫 ｇ ０ ０ ０ ２ ３
Ｑ ｃ ｍ
ｍ ｒ ， Ｉ ￣ Ｏ ｇ
２ ０ １ ２ 年 ３月 ｚ５ 辩妇
２ ０ １ ２ 年 ４月
２ ０ １ ２年 ５月 ２ ０ ｌ ２年 ６月 ２ ０ １ ２年 Ｔ月 ２ ０ １ ２年 ８月 ２ ０ １ ２年 ９月
滤芯虽然投入但并未达到除酸 的效果。分析原因是 ：
ｆ １ ） 硅藻土滤芯失效未得到及时更换 。 （ ２ １ 发现硅藻土除酸无效未及 时查找原因及采取进一步措施 ，最终油 质逐渐下降同时电阻率随之下降。 （ ３ ） 硅藻土滤芯在降酸值方面有一定效果 ， 但酸值较高时 ， 硅藻土往 往效果不甚明显。 ｆ ４ １ 酸值化验采用酸值仪 ， 使用年 限较长且未进行过校准和校对 ，本 次油处理过程中经过对 比发现酸值测定不稳定且偏差非常大 ，改用人工 分析方法测定酸值 ， 这样能够排 除机器误差 。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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 +−−→−++
2
23r r
O
OH
ArOH OH P ArO H O H OH P ArO +−−→−++
)
()(22
O O
OH OH
ArOH OH P HO
H 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。
2 高水分含量运行对抗燃油的影响
2.1 案例分析
某电厂350MW 超临界抽凝供热机组，汽轮机控制系统使用阿克苏公司生产的FYRQUEL EHC PLUS 磷酸酯高压抗燃油，投运不到1年就发现抗燃油劣化严重，其指标检测结果见表1及表2，油泥析出实验结果如图1所示。
表 1 某电厂350MW 超临界抽凝供热机组运行抗燃油部分指标检测结果
表 2 某电厂350MW 超临界抽凝供热机组运行抗燃油外检部分指标检测结果
分析时间
检测结果
检测项目
酸值 电阻率（20℃）
油泥析出
漆膜倾向指数（MPC 值）
单位 （mgKOH/g ） Ω·cm - - 标准 ≤0.15 ≥6×109 无 0≤MPC ≤15 检验方法
GB/T 264 DL/T 421 GB/T 12579
ASTM D7843 2016.06.27
0.237
6.3×109
有
42.0
图1 某电厂350MW 超临界抽凝供热机组运行抗燃油油泥析出试验结果
依据DL/T571-2014《电力用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》，EH 油“酸值”、“颗粒度”、“电阻率”的检测结果均不符合标准要求，且EH 油有较多劣化油泥析出，漆膜倾向
分析时间
检测结果
检测项目
水分 酸值 颗粒度 电阻率（20℃）
单位 mg/L （mgKOH/g ） 级 Ω·cm 标准 ≤1000 ≤0.15 ≤6 ≥6×109 检验方法
GB/T 7600 GB/T 264 SAE AS4509D
DL/T 421 2015.01.07 449.8 0.068 4 2.4×1010
2015.07.21 1600.0 0.101 3 2.01×1010 2015.11.10 900.0 0.150 9 8.15×109 2015.12.02 941.0 0.071 8 9.41×109 2016.01.05 566.6 0.202 6 8.22×109 2016.01.18
275.5
0.300
8
8.22×109
指数也超出正常范围。
综上表明：EH油已发生严重劣化。
机组投运初期EH油系统抗燃油油质指标均在合格范围之内，但随着机组的运行，EH油系统抗燃油含水量持续升高，且保持高水分含量长周期运行，EH油各项指标均出现不合格，虽中途将滤油水分下降，酸值降低，但EH油老化产物不断催化水解反应的进行，最终导致EH油严重劣化。
2.2 水分超标的原因
导致EH油水分超标原因有三种：冷油器泄露、油箱呼吸器干燥剂失效，空气中水分进入以及投用了离子交换树脂再生滤芯。
而该厂EH油中的水分主要来源于EH油自身老化和油箱顶部的空气滤清器。
特别是空气滤清器中的干燥剂失效，空气中的水分由此进入油箱，在内壁凝结成水珠混入油中。
EH 油遇水发生水解反应，产生酸性物质，造成酸值升高，而生成的酸性物质反过来又是水解反应的催化剂，如此形成了自催化反应，加速水解反应的进行，使油的酸值升高，电阻率较低，最终导致泡沫特性、颗粒度指标不合格、有油泥析出等问题。
2.3 处理及效果
针对EH油劣化严重的现象，电厂使用原有滤油机对油样进行滤油处理，经处理后EH 油酸值略有下降，但下降速度较慢，且油泥、胶质等抗燃油劣化产物无法去除，EH油颗粒度结果始终不合格。
在原有设备处理效果不佳的情况下，电厂加装了一套西安热工院生产的KY-XTDSNY型抗燃油再生设备，对EH油进行再生处理。
处理后运行EH油的酸值在短时间内有明显下降，电阻率明显上升，且油泥、胶质等抗燃油劣化产物基本处理干净。
其指标检测结果见表3，油泥析出实验结果如图2所示。
表 3 某电厂350MW超临界抽凝供热机组运行抗燃油经处理后部分指标检测结果
分析时间
检测结果
检测项目水分酸值颗粒度电阻率（20℃）单位mg/L （mgKOH/g）级Ω·cm 标准≤1000≤0.15≤6≥6×109
检验方法GB/T 7600 GB/T 264 SAE AS4509D DL/T 421
2016.12.07 348 0.08 4 2.01×1010图2 某电厂350MW超临界抽凝供热机组运行抗燃油经处理后油泥析出试验结果
为保证EH油系统运行油油质稳定，电厂加强对EH油油质的监控，严格控制EH油运行
指标，保证EH油在低水分、低酸值标准下运行。
同时在运行中定期检查油箱顶部呼吸口空气滤清器中的干燥剂，如发现干燥剂失效，及时更换，避免空气中水分进入油中。
近几年油质均较为稳定，未发生EH油指标严重劣化的情况。
近期其指标检测结果见表4。
表4 某电厂350MW超临界抽凝供热机组运行抗燃油近期部分指标检测结果
分析时间
检测结果
检测项目水分酸值颗粒度电阻率（20℃）单位mg/L （mgKOH/g）级Ω·cm
标准≤1000≤0.15≤6≥6×109
检验方法GB/T 7600 GB/T 264 SAE AS4509D DL/T 421
2019.01.02 185.4 0.06 3 2.57×1010 2019.03.05 478.5 0.064 4 1.39×1010 2019.04.02 381.0 0.057 4 1.50×1010 2019.05.07 331.1 0.08 3 1.98×1010
3 结论及建议
EH系统是汽轮机运行的控制核心，而EH油油质是其中最为关键，也是许多EH系统故障的根源。
因此，强化汽轮机EH油系统的管理及维护，加强油品质量的监督和管控，具有十分重要的意义。
为避免磷酸酯抗燃油运行中水解，确保调速系统安全运行，提出以下几点建议：
1）检查EH油系统严密性，保证系统各部位密封良好，尤其是油箱处。
在油箱顶部呼吸口空气滤清器处加装干燥过滤器，以便于吸收空气中的水分。
定期检查滤清器中的干燥剂是否失效，特别是空气湿度较大的季节要加大检查频次。
若发现干燥剂失效，应及时更换，避免空气中水分进入油中。
2）运行中的磷酸酯抗燃油的水分指标应尽量控制在600mg/L以下，酸值指标应尽量控制在0.100mgKOH/g以下，以减少油中酸性产物加速油质的老化。
3）严格按照《电力用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》要求进行油品检测，缩短油品检测周期，保证重要指标如水分、酸值、颗粒度、电阻率等至少每月取样分析一次，若遇如空气湿度较大的季节等特殊情况，应适当增加化验频次，如发现异常，应立即查明原因并及时采取有效措施进行处理。
［参考文献］
［1］李烨峰,王应高,罗运柏,孟玉婵.电力用油分析监督与维护.2018,69-70.
［2］电力用磷酸酯抗燃油运行维护导则：DL/T 571-2014.。