110MW机组高压抗燃油的油质现状分析及改进措施
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
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
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。
抗燃油颜色加深原因分析及处理
抗燃油颜色加深原因分析及处理一、油质状况。
燃油酸酯抗统使用的是磷容号发电机组量为300MW，其调速系某电厂1原样又因同抗燃油,后来系调速统油品颜色变深而更换该电厂曾因1号机组超，呈棕色又逐渐变深后的抗燃油在运行中颜色换因再次更换抗燃油。
更出超然未值为0.109 mgKOH/g，虽沫要求，泡特性超标，酸出国家标准的起引查明行分析,因。
此，必须对油质进标准，但已说明油品开始劣化变质施。
措取相应的化的原因, 以便采颜色变二、原因分析01抗燃油的再生处理试验拟采用吸附剂对劣化油品进行再生处理。
试验中将极性硅铝吸附剂加入到色深的抗燃油中，加入量为油量的4%，在60 ℃下搅拌0.5 h后过滤，即得到处理后的油样（下文将再生处理后的油样称为“再生油”，未再生处理的油称为“原油”）。
再生处理前后油的颜色变化见图1，主要项目分析结果见表1。
从图1可见，再生处理后油的颜色明显变浅,说明吸附剂已将油中溶解的发色物质等吸附去除，用吸附剂再生对油品脱色有良好的效果。
再生油样2-1-原始油样1 图再生处理前后油质外观再生前后油质主要项目分析结果1表明到得均性特沫泡和率阻电、值酸的品油后理处生再附吸经，明说果结1表．显改善。
其中，酸值从0.109 mg/g 降为0 .016 mg/g，电阻率（20 ℃）由3.1 ×10^10Ω·cm 变为1.21×10 ^11Ω·cm，说明再生后油质得到明显改善。
这是由于吸附处理可除去油品老化劣化所产生的有害酸性物质、胶质、油泥等，从而使酸值降低、电阻率升高。
02不同温度下过热老化实验将采用吸附剂再生处理后的油分别置于不同温度下过热老化50 h，观察油的颜色变化并测试油的主要分析项目，处理后及不同温度老化后油的外观见图2，试验结果见表2。
℃老化后再生油4-150125再生油2- 3-再生油℃老化后1-原油再生前后及过热老化试验后油的外观2 图吸附剂再生处理后油的过热老化试验结果2 表:2老化试验结果可得出对比图2油颜色变化及表1原油经吸附再生处理后颜色为淡黄色，而将再生后油过热老化，油的颜色明显变深，说明高温加速油质劣化，过热老化产生有色物质，使油品颜色变深。
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；
汽轮机高压抗燃油的运行管理及监督（三篇）
汽轮机高压抗燃油的运行管理及监督汽轮机是一种以燃油为燃料的热能机械，其高压抗燃油的运行管理及监督是保障汽轮机安全运行的重要环节。
本文将对汽轮机高压抗燃油的运行管理及监督进行详细介绍。
1. 运行管理（1）建立健全高压抗燃油运行管理制度。
制定相应的工作程序和技术规范，明确各岗位的职责和权限。
确保人员在操作过程中能够按照规定程序进行操作，确保安全。
（2）加强人员培训和技能提升。
对从事高压抗燃油操作的人员进行全面培训，包括技术知识和安全操作知识的培训。
提高人员的技术水平和应急处理能力，保证能够独立完成高压抗燃油操作任务。
（3）定期检查巡视。
定期对高压抗燃油设备进行检查巡视，发现问题及时处理，防止潜在故障的发生。
对设备进行定期维护保养，提高设备的可靠性和稳定性。
（4）做好记录和档案管理。
对高压抗燃油操作过程进行详细记录，包括操作指令、操作数据、异常情况等。
建立档案管理制度，确保记录完整、准确，方便后续查询和分析。
2. 监督控制（1）利用现代化监控系统监测高压抗燃油运行情况。
安装适当的传感器和监测设备，实时监测高压抗燃油系统的温度、压力、流量等参数。
及时发现异常情况，并进行预警和报警，以便采取相应的措施进行处理。
（2）建立预警机制。
根据高压抗燃油系统的运行情况和历史数据，建立合理的预警机制。
当监测到系统参数异常时，及时发出预警信号，提醒操作人员注意。
同时，设定预警阈值，超过预警阈值则发出报警信号，以便采取紧急措施。
（3）加强安全生产监督。
依据相关法律法规和标准，加强对高压抗燃油运行的监督和检查，确保操作人员按照规定操作，严禁违规操作和超负荷运行。
加强对现场操作人员的考核和奖惩，形成安全生产的良好氛围。
（4）定期召开安全会议。
定期召开高压抗燃油运行管理会议，对工作进行总结和评估，交流经验和教训。
及时通报安全事故和异常情况，讨论改进措施和预防措施，提高工作效率和安全水平。
综上所述，汽轮机高压抗燃油的运行管理及监督是确保汽轮机安全运行的重要工作。
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。
[品质管理品质知识]抗燃油品质下降分析
{品质管理品质知识}抗燃油品质下降分析1.4云南滇东电厂4×600MW#2机组EH油供油系统图：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2．1EH油系统一次冲洗过程2．1．12006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。
2．1．25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。
2．1．36月3日，增加1台EH油滤油机，两台滤油机同时工作。
2．1．46月16日，EH油取样化验为NAS7级，>5～15μm的小颗粒超标。
安排清理蓄能器阀组和易积存杂质管件。
2．1．56月18日，EH油取样化验为NAS7级，>100μm的大颗粒超标。
分析认为是清理过程中产生的大颗粒杂质，会很快过滤掉，继续滤油。
2．1．66月19日，EH油取样化验为NAS6级接近NAS5级。
2．1．76月20日，EH油取样化验为NAS5，EH油系统一次冲洗结束，一次冲洗滤油时间共43天。
2．2EH油系统二次冲洗过程2．2．16月21日，开始将EH油系统冲洗座组件卸下，装上关断阀和电磁阀，同时将关断阀处控制油节流孔装入正式节流孔（厂家将节流孔直径加工错，现场重新加工）。
EH油系统继续进行油动机外油循环。
2．2．26月22日，EH油取样化验为NAS5级，但有大颗粒，分析认为是安装关断阀和电磁阀及节流孔过程中产生的大颗粒杂质，会很快过滤掉。
因厂家仪控人员正在检查DEH回路，只能将高压遮断阀组用临时措施关闭。
10时EH油取样化验为NAS5，10:30左右EH 油系统二次冲洗开始，利用冲洗阀使油动机开、关动作。
15时EH油取样化验为NAS7，油中含水0.29%超标，21时怀疑抗燃油冷却器漏导致油中含水超标,关闭冷却器的闭式水进、回水,投入抗燃油净化装置。
油质不合格原因分析及应对措施
润滑油及EH油油质不合格原因分析及对策措施
1、2号机组投产后，虽然一直坚持对主机及EH油进行24小时滤油，但油质仍然长期在合格线附近徘徊。
分析其原因如下：
一、主机润滑油：
原因一：两台机组油系统设备和管件到货较早，机组安装后放置时间较长或安装工艺措施不到为，管道、油箱内部滤网等存在氧化腐蚀；
原因二：安装后大流量冲洗效果差。
大流量冲洗时使用旧润滑油，冲洗时间不够，冲洗时对管道没有进行有效敲打，冲洗完毕后放油不干净，管道弯头、U型弯、冷油器低部等有存油。
原因三：油箱负压各油挡吸入的灰尘；
原因四：滤油过程中由于使用的滤纸质量较差，滤纸纸毛进入油系统。
二、EH油系统：
原因一：EH油动机内部等厂家供货部件未清理干净，在进行管道冲洗后对EH油造成污染；
原因二：2号机EH油管道油循环前未进行有效工艺冲洗；
原因三：运行过程中由于EH油管道振动，造成原附着在管道上的细小颗粒脱落污染油质；
针对以上分析，为防止油质进一步恶化，对设备产生永久性损
伤，制定如下应对措施：
1、坚持24小时滤油；
2、定期更换滤油机滤网；
3、送样到电科院，做详细分析（颗粒分类)，以便针对颗粒分布情况进行针对性的治理。
4、停机检修时清理管道及油箱（主机）。
5、建议购买大流量滤油设备，增强滤油效果。
6、加强对滤油设备、管道的检查，防止跑油。
设备部汽机专业
2010-3-9。
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全国火电100-200MW级机组技术协作会2008年年会论文集 汽轮机 244 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： 全国火电100-200MW级机组技术协作会2008年年会论文集 汽轮机
245 检测日期 3号机 4号机 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 5.0×109 SAE 2 ≤0.1 ≤0.25 5.0×109 SAE 2
2001、03、19 无 0.02 5.95×109 1 2001、05、15 0.021 6.3×109 2001、09、10 0.018 6.0×109 0/0 2001、12、24 8.76×109 20/0 2002、01、07 0.021 5.2×109 3 10/0 2002、04、08 无 0.035 6.71×109 10/0 2002、07、22 无 0.044 2002、10、30 无 0.051 5.3×109 2003、01、21 0.05 6.7×109 0 30/0 2003、05、26 0.08 1.87×109 0 470/450 2003、08、12 0.04 2.21×109 400/390 2003、08、15 0.06 0.59×109 80/40 2003、09、19 0.04 3.3×109 370/200 2004、01、12 0.044 0.02 6.43×109 0 30/0 2004、02、20 0.045 0.02 13.1×109 0 35/0 0.07 0.04 3.56×109 0 220/0 2004、05、19 0.06 0.012 10.7×109 0 25/0 0.081 0.058 3.07×109 0 170/0 2004、08、23 0.075 0.032 7.1×109 0 40/0 0.081 0.084 2.5×109 0 2004、11、26 0.082 0.035 17×109 3 0.085 0.082 2.3×109 2 2005、01、14 0.057 0.03 13×109 1 30/0 0.065 0.08 2.2×109 0 80/0 2005、04、19 0.061 0.039 5.0×109 0.072 0.086 2.1×109
3 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。 3.2 酸值 是反映抗燃油劣化变质程度的一项指标。酸值升高说明抗燃油因劣化（氧化水解）而产生了酸性物质，一般来说酸值超过0.1mgKOH/g以上油质就不稳定。酸值越高、升高的速度也就越快。所以在运行中酸值最好控制在0.1mgKOH/g以下，越低油质越稳定。高酸值的油对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，而主要问题是酸值升高，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、泡沫和空气释放值等性能。 3.3 体积电阻率 是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标准值，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，而且是一种不可修复的损坏，从而影响伺服阀的正常工作，被迫更换被腐蚀破坏的伺服阀。 全国火电100-200MW级机组技术协作会2008年年会论文集 汽轮机 246 3.4 颗粒度 由于高压抗燃系统的特殊性，对于抗燃油的颗粒度要求特别严, 如果颗粒度不合格，可能会引起机组伺服系统卡涩而发生严重的安全事故。 3.5 泡沫 泡沫超标，会使油箱内的泡沫过量累积，这对机组的安全运行构成危害。首先油中含气泡，会加速油的氧化劣化，在高压下气泡破裂引起调速系统振动，气泡进入油泵会引起油泵的气蚀现象，如果泡沫过多还可能影响油泵的正常工作，甚至发生泡沫会从油箱顶部的呼吸口溢出。
4 导致高压抗燃油劣化的原因： 4.1 运行油温度偏高 抗燃油具有抗燃性，但并不表示它可在高温下运行。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40～55℃。虽然油箱温度一般能在控制标准之内，但系统中存在多处局部超温过热现象。热量产生的原因一是热辐射，二是系统间隙正常泄漏和阀件不严内漏扩容产生的热量造成局部过热。因除危急遮断和高中压主汽门AST油管有大概20L/min的流量外，高压抗燃系统管路中油量很小，主要为间隙泄油，一般油管路中OPC管流量几乎为零，管道内高压抗燃油无流动；HP油量在负荷稳定时每个门正常一般仅为2L/min左右，油流速度仅0.38m／h，相当缓慢。因此造成高压抗燃油在OPC、HP管道内被充分加热，这么低的流速肯定会使高压抗燃油温度达到与管壁温度接近的温度。这在我们能够监控的高压抗燃油箱油温上不能得到完全的体现，这是因为回油流速低，在流回油箱时因管路较长被周围环境冷却，所以实际管内高压抗燃油温度我们无法监测。这种局部热点的存在可使抗燃油劣化加剧。高压抗燃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，高压抗燃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。 4.2 水分的渗入会造成抗燃油的水解 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。大量试验证明：抗燃油中随着水分的增加，酸值也会骤增。因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。高压抗燃油在运行时基本上为密封状态，除呼吸器外没有和外界含水湿空气接触的部位，因此在油箱顶部加装吸湿型呼吸器是防止含水量升高的一种有效方法。 4.3 金属及密封材料对油质的影响 由于高压抗燃油的溶剂效应，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。
5 目前常用裂化抗燃油处理方法比较： 目前常用裂化抗燃油处理主要就是脱酸、降泡沫、提高体积电阻率等主要指标，几种处理方法进行对比如下。 5.1 硅藻土再生装置：硅藻土是矿物质，水洗、干燥后活化处理，矿物质元素复杂，含Ca、Mg、Na，和劣化产生羟酸大分子，并絮凝成块状皂化物，容易造成滤网和伺服阀堵塞，在投产初期可以较好的处理高压抗燃油酸值指标，但对体积电阻率的处理效果较差。即使是酸值也仅在0.1mgKOH/g以下有延缓作用，但由于劣化产物中有弱极性的羟酸，硅藻土不能去除，所以硅藻土抑制不住酸值的持续升高，当酸值继续升高硅藻土基本失去处理效果，实际应用在0.14～01.6mgKOH/g左右时就没有效果了。 5.2 氧化铝、硅胶：其作用是利用氧化铝和硅胶的微孔进行吸附有害杂质，有一定的再生功能，缺点是吸附面积小，不区分有害、无害和是否为劣化油分子，一并吸附，处理效果较差，长期使用也可以将油质稳定在一个相对稳定的数值，缺点也是对体积电阻率的处理效果较差， 5.3 离子交换树脂：离子交换树脂是由英国人研究的，在树脂中加入强极性的Na+，用以交换H+，但缺全国火电100-200MW级机组技术协作会2008年年会论文集 汽轮机 247 点是降低了酸值的同时，使体积电阻率越来越严重。 5.4 988分子筛吸附剂：为分子级过滤筛子，孔径小、过滤面积大，可以有效除去酸性大分子，缺点同样是不区分有害、无害和是否为劣化油分子，一并吸附，处理效果较差，不能吸附有害的中性极性离子，因此不能处理体积电阻率指标。且粒度各种粒度都有，容易通过滤芯影响颗粒度指标。 5.5 强极性吸附剂：吸附剂带有强极性，只要是带电的离子都能够吸附，不但可以吸附酸性的离子，还可以吸附影响电阻率的Na+等中性离子，因此对酸值和体积电阻率都有很好的处理效果。它能将其他吸附剂不能吸附的分子如醌、酚类物质分子极化后吸附除去，还能有效的除去酸性物质。因此该吸附剂不但能降低油的酸值，还能有效提高电阻率和脱除油的颜色，使油的酸值始终保持在新油的水平，使油的电阻率提高并保持到新油的水平之上，还能使油的颜色保持在很低的色级。 通过上述处理方法的优劣比较，从适用性来看，优先选用强极性吸附剂的抗燃油处理装置。
6 日常维护与防范措施： 6.1 加强高压抗燃油品的监督，规定每月检测一次关键化学指标，发现有升高趋势接近超标时，及时用强极性吸附式抗燃油再生脱水装置进行再生过滤，一般连续投入96h左右即可将裂化指标恢复至正常值。 6.2 高压抗燃油箱上部呼吸口加装吸附硅胶，防止潮湿空气进入高压抗燃油箱内，引起水份指标超标。 6.3 优化高压抗燃油管路走向，尽量远离高温区域，确实无法避让的，加强高温区的保温防护，保证保温表面温度小于40°。 6.4 加大日常巡回检查，每周2次对高压抗燃系统管路、阀门检查，特别重点检查保温、阀门内漏、硅胶颜色等，发现异常及时处理。
7 结束语 通过对110MW机组高压抗燃油品裂化原因分析，采取了针对性措施，保障了机组调节系统的安全稳定运行，并推广到200MW机组高压抗燃油的处理。