水轮机换用新透平油运行的经验

2010-09-05美国米切迪克

水利水电快报 2010年12期

[美国]J.S.米切迪克

水轮机换用新透平油运行的经验

[美国]J.S.米切迪克

用新透平油更换水轮发电机机组内的旧油时,美国陆军工程兵团(USACE)遇到了运行方面的问题,包括卡阀和过滤器堵塞。USACE承担了一个研究项目,以确定新油和旧油的相容性并就这些运行方面遇到的问题提出了解决方案。为了改善机组的工作性能,USACE对几座电站的过滤装置以及一些其他设备进行了改良。

水轮机组运行;过滤装置;技术改良;美国

从 1998年到 2002年,USACE在对几座水电站用新透平油更换旧油和/或将新透平油加入使用中的油后,这几座水电站在运行方面都出现了一些问题,包括透平油起泡过多并有掺气现象、调速器比例阀发生卡阀现象、调速器在线引导过滤器堵塞等,这些问题导致水轮机运行困难并使维修费用和计划外的停机时间增加。

USACE所属的华盛顿州布里奇波特(Bridgeport)市装机 2 620 MW的契夫·约瑟夫(Chief Joseph)水电站就遇到了这一棘手的水轮机运行方面的问题。1999年和 2000年期间,工作人员用新透平油更换了旧油。大约在换油 4个月以后,经观察发现,与用旧油时的运行相比,调速器回油箱中的掺气和泡沫明显增多。发电机组开始遇到调速器比例阀卡阀的现象以及调速器在线引导过滤器发生堵塞等问题,导致需要随时停机来更换全部 27台发电机组的被堵过滤器,从而增加了维修工作量并使机组被迫中断运行。于是在 2000年,USACE水电设计中心(HDC)开始了一项大规模的调查研究工作,目的是查明所观察到的问题的原因并确定切实可行的解决方案。

主要对以下各项进行了调查:

(1)检测设备和/或运行工况的可能变化;

(2)确定新油和旧油成份及特性的可能变化;

(3)评估新油和旧油的相容性;

(4)评价现有的油污染控制措施,如果需要,会推荐改善防污措施。

1 设备和/或运行工况的可能变化

如果设备及其运行工况有变化,首先应确定有哪些情况(例如密封、轴承和水泵的变化)可能是使用了新透平油引起的运行问题。走访维修人员并调阅维修日志后,调查人员确定没有此类维修活动。

2 油成份及特性的可能变化

为更多地了解新透平油的特性及其可能助长的性能缺陷,联系了几家油料公司(埃克森美孚、雪佛龙、壳牌和加拿大石油)的代表。根据反馈,得出了以下 3个结论:

(1)市面上现售的新透平油一般由 2类基础油和非金属或“无尘”添加剂配制而成,而 USACE电站以往使用的透平油是由 1类基础油和金属基添加剂配制而成;

(2)这 2种添加剂混合后相互间可能不完全相容;

(3)添加剂不相容的混合油可能会引起运行困难。

因为牵涉到专利,所以无法获得更多的有关添加剂化学成分的详细情况。

以前,USACE水电站的水电设备使用的透平油是用原油精炼的基础油混合而成(用萃取溶剂萃取)。这些油的润滑性能良好,它们含有各种芳香烃化合物(在润滑学文献中被称为“非饱和化合物”),占体积的 10%～30%,直接影响油内饱和化合物(不起反应的部分)的百分比。油内芳香烃(非饱和)的总量决定了基础油固有溶解度的大小。美国石油学院(API)用这一信息作为基础油分类的一项基本参数(见表 1)。根据 API分类(见饱和化合物 -非饱和化合物比值的范围),可以得出一个可靠的结论,即以往使用的透平油属于 1类油。

表1 美国石油学院对基础油的分类

本质上,芳香烃是活性的,它们遇氧(通过泡沫和夹杂的空气进入油内)会氧化,从而会减少油的使用寿命。运行温度升高时,氧化过程的速度也会加快。运行温度高于 80℃时,油开始热老化,这将导致油粘度上升到容许极限(通常设定为比原粘度大 20%)之上,且影响油的使用寿命。但是,有氧或无氧都会发生热老化。

大约 15～20 a前,北美洲的主要石油公司(如雪佛龙、加拿大石油、美孚和壳牌)引进并开始利用新的炼油技术。炼油工艺由下述一项或多项技术组合而成:氢化裂解、氢化精制、脱蜡、异构脱蜡和异构化反应。利用这些新的精炼油技术的主要目的之一是减少或消除这种精炼基础油中的芳香烃。减少油内的芳香烃数量可以使油本身的抗氧化性能增强,从而其热稳定性也将使之更适合在运行温度较高的地方使用,且比以前使用的 1类油更耐用。但是减少油内的芳香烃含量的同时,也会明显降低 2类油的溶解特性。2类油几乎独占了市面上现售配方透平油的份额。

1类透平油中最常见的添加剂包括锌基抗生锈和抗氧化添加剂(例如,二烷基二硫代磷酸锌或 ZDDP)以及硅基消泡剂。由于 1类油的可溶性好,锌基添加剂极易在油中溶解。

一般来说,现有的 2类透平油没有调配同类的添加剂。从被调查的各石油公司代表那里获取的有限信息表明:

(1)添加剂是非金属基(也称为“无尘”添加剂);

(2)可能存在一些添加剂与使用中油内添加剂不相容的情况;

(3)添加剂不相容的混合油也许会导致絮状物和油泥的形成、析出油内的添加剂、加快起泡和掺气,因此使得机组运行困难。

因为涉及到专利方面的问题,所以有关在 2类透平油调配过程中使用的添加剂以及其化学成分的一些具体信息无法获得更多。

3 新油和旧油的相容性

了解添加剂潜在的不相容性及其可能导致的后果之后,我们研究了一个可靠的方法,以便为新油和旧油的独立相容性进行试验。在该项试验研究中,有 2项主要发现:

(1)上述石油公司有测试相容性的内部规程,通过对这些规程进行分析研究,发现在其测试方法和试验技术上存在差异,这令我们对规程的可靠性产生忧虑。

(2)正规的标准测试组织如美国测试和材料学会(ASTM)以及国际标准组织(ISO)并没有制定这种测试方法,这使得最终用户难以利用这些独立的商业实验室的实验去验证新油和使用中的油的相容性。

2000年,USACE获悉赫古思(Herguth)实验室用其内部研发的试验方法可提供这种服务。两家讨论了相容性试验的有关事宜,略微改变了实验室原有的实验方法,实验室将采用改进后的方法为 USACE所有的电站测试油的相容性。原有的试验方法为:被测试的两种油以不同的比例(例如,100∶0、85∶15、50∶50、15∶85和 0∶100)混合后 ,在 150℉的烘箱中存储一周(168 h),然后目视评定不相容性的表象(如浊度、浑浊性、絮状体和 /或油泥的滋长)。在此基础上,增加了部分测试步骤,将评定后的混合油通过事先称重的0.45μm过滤器。混合油通过后的过滤器重量差证实了不相容性造成了滤渣的存在。因此,USACE的员工为订购透平油修改了内部规范,即购置新油前要做相容性试验。

从 2001年到 2006年,USACE电站的员工借助于赫古思实验室进行相容性试验。实验室工作人员检测出了新油的不相容性,使得 525 MW的利比(Libby)电站、810 MW的下花岗岩(Lower Granite)电站、115MW的欧扎克(Ozark)电站和 980 MW的麦克纳里等电站取消了购买新油的计划,阻止了将会出现的运行问题。

2006年末,ASTM发布了新的透平油相容性试验标准(ASTM D7155,评价透平润滑油混合物相容性的标准操作规程)。USACE将其纳入了内部规范并用于指导透平油的定货,ASTM D7155取代了以往有关相容性试验的参考标准。

4 油污染控制措施

我们的调查研究包括评价契夫约瑟夫水电站调速器油污染控制技术的效率。调查发现,只有一台位于油处理室的离心机起作用,用于给大量的油去湿(清除油中的水分和杂质颗粒)。实际操作是将油从指定水轮机的油槽排入主贮油箱,通过离心机除去水分和去污,然后将处理后的油送回到水轮机油槽。主贮油箱的油样分析显示净度为 ISO23/19/16(c)。随机选取了几个调速器回油箱进行分析,结果表明,其净度在 ISO22/18/14(c)到 ISO23/18/15(c)之间,作为润滑油或调速器应用的液压油,该净度范围远不符合行业标准。

对阻塞调速器在线引导过滤器的油泥成分分析表明,胶质沉淀物占 86%,磨损的金属占 7%,其他碎屑占 6%,水占 1%。

必需弄清调速器在线引导滤油器内为何有异常多的胶质沉积物。为此进行了研究,对胶质沉淀物的产生有了更深的了解。

研究显示,水电设备使用的透平油中的大多数胶质沉淀物颗粒是油老化的副产品,是基础油氧化、添加剂成分或这两者产生的。这样形成的胶质沉淀物颗粒最初为柔软、有极性、粘性且很小(大约0.01μm)的颗粒。运行系统在各种温度下会形成胶质沉淀物。温度较高时,由于透平油的热老化性(例如,在水轮机轴承内动态形成的一薄层油膜)会产生胶质沉淀物。由于它所具有的极性,因此胶质沉淀物颗粒会移动并附着在整个系统的金属表面上。如果金属表面是热的,则胶质沉淀物颗粒会硬化并覆盖在表面上,成为一层光亮的、薄薄的、淡褐色到淡黄色的不溶覆盖层。运行温度较低时,如调速器回油箱内,由于暴露在空气里的氧中,油氧化后即生成胶质沉淀物。油持续起泡和长期掺气时,胶质沉淀物会在油内加速形成,那些粘性小颗粒会随着油流动并附着在金属表面上,包括密封油道,如比例阀,会导致阀“粘滞”。如果不控制低温运行时油内胶质沉淀物的增长,颗粒易于结块成 1μm或更大。由于其具有粘性,结块的颗粒容易在在线过滤器内沉积并引起堵塞。润滑学会的报告认为,由于溶解能力较低,新的 2类或许还有 3类透平油比老的 1类透平油更易产生胶质沉淀物。

调速器油内可观察到上述所有问题,但缺乏持续控制调速器油内胶质沉淀物增长的手段,这使得调查人员确信,很有可能就是这些情况导致小型调速器过滤器堵塞的速度比换油前明显加快(分别是每月 1次和 1 a 2次)。因此,决定给调速器回油箱增加一个大小合适的离线过滤装置,以有效地将油内胶质沉淀物维持在一定水平,且不会中断水轮机的运行。通过该电站的现场过滤试验,证实了 USACE水电设计中心的这一结论。

现场试验情况介绍如下。

2001年,契夫约瑟夫水电站的工作人员进行了现场试验,评估了调速器用以调节油洁净状况的油过滤装置的效率。试验中,在 2台隔开的调速器回油箱中测试了 2个 C.C.詹森(Jensen)公司的过滤装置,9号机组装上一个具有低功率密度加热器的过滤装置,25号机组装一个不带加热器的过滤装置。调速器油只过滤一个月后的试验结果表明,2个回油箱内油的净度有改善:9号机组的油净度从开始的 ISO20/17/13上升到 ISO16/15/12;25号机组的油净度从开始的 ISO19/17/14提高到 ISO17/16/12。

受 C.C.詹森过滤装置初期试验成功的鼓舞,工作人员将现场试验推广到其他制造商的相似装置中。从不同制造商(太平洋流体设备有限公司(Pacific Fluid Systems luc.)和高纯净化有限公司(High Purity luc.))那里另选用了 2台机械式离线过滤装置和由过滤器科技公司生产的 1支静电过滤器放入4个不同的调速器回油箱内。这次现场试验连续不断地进行了 3个月。

机械分离式过滤装置的特性满足了 USACE在试验之前设定的技术要求。技术要求大体上类似于为 C.C.詹森装置设定的初始要求,包括以下技术指标:

(1)最大流量 8.0加仑 /分(GPM)。

(2)适合 900加仑回油箱的过滤装置。

(3)恒温控制的加热器附着在过滤器上,能维持回油箱内油温 40℃(104℉)。

(4)加热元件为低功率密度型;每平方英寸不超过 12W。当系统因任何原因停机时,加热器会自动关闭。

(5)深度型纤维素过滤元件率定绝对值为 3 μm,最小 Betaβmin≥75。

(6)过滤系统存储污物的最小容积应为1.1加仑。

过滤系统在过滤器前、后装有油阀,以便能在滤前和滤后采取油样。

带有加热器的静电型过滤系统和纤维型的水分清除器装在一起,在油进入静电分离室前除去油中的水分。

契夫约瑟夫水电站工作人员每月测试滤过的油,然后记录并跟踪结果。整理的首次 3个月的试验结果表明,2种类型的过滤装置(机械式和静电型),都能有效除去透平油中的胶质沉淀物及其他杂质。初始净度范围为 ISO22/18/14(c)到 ISO23/18/15(c),达到和保持的净度在 ISO15/13/10(c)到ISO15/12/9(c)之间。此外,维修人员每月检查被试验调速器的在线滤油器,均未发现任何沉淀迹象。

根据研究成果,水电设计中心建议所有的 USACE电站给所有的调速器回油箱加装离线过滤系统。过滤器应符合上述规则——离线过滤系统过滤调速器用油。但是,具体过滤系统的实际尺寸将取决于要处理的油量。

水电设计中心还建议拆除只能进行物理分离油、水(自由水和乳状水)的设备(离心机),代之以化学分离油、水(自由水、乳状水和溶解水)的设备(真空脱水器)。建议还包括购置大小合适的离线、小流量、深度型吸附纤维过滤器或静电油过滤器,过滤主贮油箱中的油。

契夫约瑟夫水电站最先采纳并实施这些建议。他们添置了 1台新的真空脱水器,并增加了 1台能够处理油室存储量多达 12 000加仑油量的离线过滤装置。

利用这种设置和新设备大大提高了契夫约瑟夫水电站大量油的总体净度,一般净度范围为 ISO15/14/11到 ISO12/11/10之间。目前,契夫约瑟夫水电站在所有 27台水轮机中使用新油运行至今没有遇到任何运行问题。