抗燃油油质劣化原因及处理对策
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。
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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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。
汽轮机调节油系统油质劣化分析及处理
调节油系统的动力传递工质是磷酸酯抗燃油。
抗燃油油质易发生劣化，开展调节油系统油质劣化原因分析和研究并及时对劣化油质进行处理，对机组运行可靠性有着重要的意义。
一、 油品劣化分析1.油品劣化现象分析。
某电厂运行机组调节油系统为东方汽轮机HN1089-6.43/280/269-H型汽轮机配套系统，其1号机组在第3个运行期间分别以下油质劣化现象：（1）阀芯卡涩。
该机组日常运行期间曾出现3号、4号高压调节阀定期快关试验失效现象，确认为阀门油压执行机构内安装的卸荷阀CVS存在动作卡涩。
若漆膜形成造成配合工作间隙过小或抗燃油含有微小杂质，都可能引起卸荷阀动作不畅。
经油质化验，其漆膜倾向指数69.9，超出≤20的标准值；（2）定期取样电阻率不合格。
在日常运行期间对抗燃油定期取样时发现，抗燃油体积电导率仅6.7×108Ω·cm，不满足≥6×109Ω·cm的标准要求，表明油质存在劣化情况；（3）混油试验有沉淀物析出。
为保障大修加油后油质合格，加油前进行混油试验结果显示有油泥析出。
经检测，旧油酸值已临近运行控制指标而新油酸值较低，混油后整体酸值降低，油泥从溶解态向沉淀态析出。
混油有油泥析是油质劣化的直接表现；（4）过滤器压差高报警。
在机组经过第三次停机大修并更换调节油再生回路过滤器滤芯后的三个月内，系统即发出再生过滤器压差高报警，更换滤芯后报警解除，确认滤芯已失效。
当抗燃油内杂质含量较高时，滤芯易发生堵塞并迅速失效。
虽然该运行周期内抗燃油油质水分、颗粒度、酸值等部分指标仍处于合格范围内，但系统运行状态的偏差已暴露出抗燃油油质已处于劣化过程的事实。
2.油品劣化指标分析。
磷酸酯抗燃油的劣化形式多样，了解这些主要技术指标的含义并进行分析，就能对影响指标的因素进行处理和维护。
（1）颜色。
健康的磷酸酯抗燃油通常为淡黄色的澄清透明液体，观察抗燃油的色泽能够直观判断抗燃油油质的劣化情况。
当抗燃油油质出现污染、水解、老化等劣化现象时,油液的颜色会明显加深；（2）酸值。
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。
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。
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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。
运行中一般控制温度在40～55℃,但由于设备或人为失误,过温现象总有发生。
如1990年汉川电厂1号机由于电加热器误动作使EH油温达100℃以上;又如油在流经油动机四周时,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,EH油也具有一般有机物的通性,即受热易分解。
另外,在油温较高时,EH油能溶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。
2.3水分的渗入会造成EH油的水解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。
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,在异常情况下(如事故等)也不排除有水大量渗入。
某电厂在1996年底曾发现油中有大量水分,12月3日送样测试时,水分竟高达0.29%(运行油的水分标准为小于0.1%),此时酸值已达1.036mgKOH/g,而该机组于1996年8月20日运行时取样分析,酸值为0.48mgKOH/g,水分尚未超标,此后渗水日趋严重,至1996年12月5日,油中已严重进水,油液呈深棕色咖啡状,在存放一定时间后再观察,上层有明显水层。
从1996年12月5日该样的测试结果来看,已严重超标,从8月底至12月初,该油在有水存在并增加的情况下,酸值由0.48骤增至1.036mgKOH/g,这可解释为,在有机酸的存在下,水解反应得以加速,生成更多的有机酸进而又促进水解反应。
2.4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。
现场调研表明,没有多少电厂是按《电厂抗燃油验收、运行监督及维护治理导则》的要求,在机组启动的同时,开启旁路再生装置,之所以形成这种局面,主要有如下原因。
(1)旁路再生装置对油质改进功效不大,如某厂在EH油酸值为0.14mgKOH/g时投上旁路再生装置,更换吸附剂及滤芯后,效果依然不佳(测量油的酸值时仍为0.14mgKOH/g)曾怀疑是滤芯及吸附剂受潮所致,后经干燥处理但功效并无明显改善。
(2)再生装置一投运,颗粒度就超标。
以上两点都表明,吸附剂的效果较差,且其强度不够,经油浸后易变松散,故会导致颗粒度不合格。
3劣化油的红外光谱分析为弄清油品的分子结构与其劣化情况的联系,特选取几个有代表性的油样进行红色光谱分析,考查的基团主要是羟基(-OH)和羰基(-C=O),这两个基团都同油的劣化情况有直接关系,油的羟基基团越多,其被氧化形成有机酸的量也越多,油中羟基的形式有多种,主要有:(1)油中水份所含的羟基(H-OH);(2)油中的芳香烃与羟基的各种结合,如伯羟基、仲羟基、叔羟基以及酸羟基等;(3)以上各种形式的缔合体。
羟基基团在温度、金属催化剂及有机酸等的存在下,进一步氧化成醛类物质,醛类进一步氧化成为羧酸,这种有机酸就是导致酸值升高的直接原因,在这一氧化过程中,有机酸可以促进这一系列的反应过程,一旦有机酸生成后,这种恶性循环就进一步加剧。
所以,我们在跟踪EH 油的劣化过程时,通常发现一旦酸值达到一定值或超标,随后监测的酸值总是呈现加速上升的趋势。
羰基基团的劣变过程与上述羟基的劣变过程类似,羟基的氧化过程的第一步就是生成羰基(如醛类物质),第二步则是生成羧基(即羧酸)。
我们选取了如表1所列的4个油样(AKZO公司产品)控制相同条件分别做了红外光谱分析。
首先研究谱图在波数为3280～4000cm-1一带的情况。
羟基的吸收区在3400cm-1四周,从红外分析结果可看出1、2、3、4号在波数为3400cm-1一带的透光率依次增高,表明1、2、3、4号的羟基基团依次减少,这一点说明,1、2、3、4号氧化成羧酸的量也会依次减小。
再研究谱图在波数为1710～1800cm-1一带的情况,羰基的吸收区在1714cm-1四周,从红外分析结果可看出1、2、3、4号在波数为1714cm-1一带的透光率也是依次增高,即羰基基团的数量多少为1<2<3<4,故它们氧化成羧酸的量也是1<2<3<4。
上述分析结果同我们实际测出的结果也是相一致的。
我们对劣化油的处理也就是要寻求一种方法,尽量降低油中羟基、羰基(或羧基)的含量,主要用化学方法和物理化学方法。
采取化学方法即利用化学反应消耗这些基团,再考虑用其它方法将反应的非有用物质除去;采用物理化学方法即利用某些物质的选择性吸附作用,有针对地吸附这类基团,再采用过滤的方法将吸附有这些基团的吸附剂除去。
采用化学方法需考虑的情况更为复杂,实际操作时困难较多;而采用物理化学方法则具有较大的可行性,而且成本也相对低廉。
4劣化油的处理如前所述,采用物理化学方法是处理劣化油的行之有效的手段。
EH油的造价较高,且新油灌进设备后,运行不到半年即出现酸值超标的情况,而现有运行条件又难以保证EH油的额定运行寿命,所以对劣化EH油进行处理是降低成本,保证机组安全经济运行的有效手段。
4.1新型吸附剂的研制构想现已广泛用于油品处理的吸附剂主要有硅胶、硅藻土和801吸附剂,资料表明,这几种吸附剂在处理劣化的矿物油时有一定的效果,但在处理劣化的EH油时则不太理想,一方面是处理成本偏高,另一方面是脱酸脱色效果欠佳,更重要的一点是,EH油是一种非凡的合成物,它对氯含量有严格要求,绝对不答应在处理过程中将含氯物质带入其中。
为克服上述弊端,有必要研制一种低成本、高效率、处理工艺简单且不含氯化物的新型吸附剂。
4.2吸附处理法的机理吸附处理法所用的吸附剂应具有较大的界面能,它能吸引其它分子从而降低自身的界面能,达到一种动态平衡状态。
形成吸附的作用力主要是分子间作用力。
在分子间力的作用下,首先是促使油中劣化的极性物质与未劣化的油分子的分离,然后才是去除劣化产物。
在吸附进行时,劣化的油中含有大量的极性基团,如羟基、羰基、羧基,它都能与吸附剂表面发生强烈作用。
我们研制的吸附剂是由阳离子与带负电的硅铝骨架所形成的一种强极性物质,它通过分子间力,使可极化的分子极化,极性越强的或越易被极化的分子则越易与吸附剂发生作用,而劣化产物正是这些强极性物质,未劣化的油分子本身并无极性,所以吸附剂就越轻易同劣化物作用。
从外观上看,当油中的劣化产物被吸附除去后(这种劣化物多为深色),油也同时被脱色,因而油品在处理后的外观颜色也变得更浅。
4.3吸附剂配方的选定及工艺合成要点在进行高效吸附的合成时,先以试剂型原料进行配方的试验,然后再用工业品扩大试验规模。
为达到最佳处理效果,主要通过改变硅、铝的配比,在控制其它条件相同时,进行吸附剂的效果试验,试验结果如图(1):从图中可看出,劣化油的脱酸率同硅铝的比例有一定的关系,确定合适的硅铝比是我们考查处理效果及合理利用原材料的要害因素。
在高效吸附剂的合成时,另几个要注重的因素还包括合成过程的pH值、温度的控制以及老化时间等环节。
4.4处理条件选定4.4.1温度对处理效果的影响图(2)是控制其它条件相同时得到的温度与脱酸率的关系曲线。
从图中可看出,提高处理温度有利于处理效果,但温度不宜过高,这主要是因为温度过高时会促进油品氧化变质或分解,加速氧化产物的聚合从而使油品的颜色加深,同时其它指标也会趋坏。
故处理温度以油在正常运行时的额定温度为宜。
4.4.2搅拌时间的影响分别测定在某条件下不同的搅拌时间其与脱酸率的对应关系,得到图(3)的曲线。
从图(3)可看出,搅拌时间越长,脱酸率越高,但当脱酸达到一定值时,其增长也越来越缓。
以上现象可解释为,搅拌时间越长,吸附剂与劣化产物的接触越充分,因而效果也越好。
4.4.3搅拌速度的影响在进行处理效果的对此时,分别进行了手动和机械搅拌两种方式,试验表明,提高搅拌速度有利于处理效果。
4.4.4吸附剂用量的影响图(4)是实测的某条件下脱酸率与吸附剂用量的关系从图(4)可看出,吸附剂用量越多,脱酸率越高。
在综合考虑油的劣化状况、运行油的标准及经济性等指标的情况下,可合理选择吸附剂的用量,一般可选为3%～6%(吸附剂与油的质量比),具体用量依油质劣化状况而定。
另外我们还考查了投加方式与处理效果的关系,试验表明,分步投加与1次投加(控制总量相同)在处理效果上没有太明显的差别。
5基本结论综合考查各处理条件下劣化油的脱酸情况,我们得出下列脱酸率与其它因素的关系(如图5)。
从图5可得出较适合于处理劣化油的工艺条件为:(1)温度:以50～54℃(不高于运行油的额定答应温度55℃)为宜;(2)采用机械搅拌;(3)吸附剂用量以3%～6%为宜。