火电厂抗燃油监督存在问题分析及对策

王红卫，孙晓东

(1.华电国际技术服务中心，山东 济南 250216；2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710032)

火电厂抗燃油监督存在问题分析及对策

王红卫1，孙晓东2

(1.华电国际技术服务中心，山东 济南 250216；2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710032)

根据现场调研报告，对火电厂机组抗燃油在运行过程中发生劣化的原因进行分析，指出运行油温过高、油中水分超标、旁路再生装置效果差、油质维护方法不正确均是抗燃油在运行过程中发生劣化的主要因素，并提出了抗燃油维护方法及监督措施。

抗燃油；运行温度；水分；再生装置；维护方法

0 引言

随着我国电力工业的快速发展，大容量机组越来越多，机组调速系统因特殊的使用环境及要求，大多使用抗燃油。抗燃油具有良好的润滑性、抗燃性和稳定性，可提高DEH控制系统的动态响应品质，主要为汽轮机、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。机组抗燃油理化指标，如水分、酸值、体积电阻率、泡沫特性、颗粒度等必须合格。若抗燃油油质超标，会造成调速系统腐蚀、卡涩、泄漏，油质氧化严重时会产生油泥，缩短油质使用寿命。个别电厂抗燃油经长期运行后指标发生超标，若处理不当会引发其他指标也超标，给机组运行带来严重的安全隐患，并增加运行维护的难度。

因此，需对抗燃油劣化的原因和预防措施进行讨论分析，以确保油质指标合格，保证机组安全经济运行。

1 抗燃油劣化的原因分析

1.1 运行温度对油质的影响

抗燃油的成分为三芳基磷酸酯，在常温下不易氧化，但在较高温度下其氧化速率剧增。运行中油温一般控制在35—55 ℃，同时应杜绝局部过热，但由于设备或人为原因，过热现象时有发生。因此，运行油温高是油质劣化的重要因素之一。

某台600 MW机组，由于冬季环境温度低，机组水冷壁管频繁泄漏，机组启停频繁。从PI系统查知，该机组启动过程中油温高达90 ℃，抗燃油管路距油动机较近，保温隔离效果差，油温达到88 ℃，导致电阻率降至1.23×109Ω·cm，酸值升高到0.69 mg KOH/g。在系统检查时，发现油箱内加热棒积满碳化物，如图1所示；油箱底部有大量脱落碳化物，如图2所示。该机组仅运行1年时间，就因运行油温过高发生严重劣化而不得不更换新油。

图1 加热棒附着一层较厚的黑色碳化物

图2 加热棒脱落下来的碳化物在油箱底

1.2 水分对油质的影响

抗燃油属于合成酯类化合物，容易吸潮并且遇水极易发生水解反应生成酚和羧酸，生成的羧酸还可作为水解反应的催化剂。抗燃油的水解不仅会引起酸值增大、粘度变化、产生油泥，还会加速油质劣化、缩短油品使用寿命。因此，水分是油质劣化的主要因素之一。

运行过程中，应注意更换油箱顶部呼吸器中的干燥剂，防止空气中的潮气污染抗燃油；还应控制离子交换树脂再生后对油质造成的水分污染。

某厂因冷油器渗漏使抗燃油系统水分超标，经抢修将冷油器渗水问题解决，但因现场未采取有效的处理手段，造成油质水分含量长期高于2 000 mg/L，严重超标，导致酸值逐渐增加、电阻率逐渐降低。在停机小修过程中，使用离子交换树脂滤芯将酸值和电阻率处理到合格范围内，但是开机后水分仍超出标准要求。再次经过吸附脱水、再生处理后油质恢复到运行油标准，解决了油质超标问题。具体的抗燃油分析情况如表1所示。

表1 1 000 MW机组抗燃油分析

1.3 旁路再生装置效果差

抗燃油系统都设有旁路再生装置，主要由硅藻土吸附剂滤芯和纤维滤芯组成，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，大多数电厂均未按DL/T 571—2014《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》的要求，在机组启动的同时开启旁路再生装置，形成这种局面的主要原因有以下2点。

1.3.1 旁路再生装置对油质改进功效不大

硅藻土的再生原理为物理吸附。现场调研表明，硅藻土仅对酸性化合物有效果，当酸值过高时，对酸性化合物的处理效率较低，并且对其他油质指标处理效果欠佳。

1.3.2 投运硅藻土再生装置引起颗粒度超标

硅藻土由原矿进行筛分获得，筛分获得的颗粒分布不均匀，大颗粒上附着大量小颗粒，且硅藻土强度差，在油流中很容易破碎或小颗粒脱落。脱落的小颗粒随油流进入系统，将影响油质颗粒度指标。

因此，再生装置效果差也是油质劣化的主要因素之一，为此应选择再生效果优异的旁路再生装置，以替代硅藻土再生装置，满足油质的维护需要。

1.4 油质维护方法不正确

据调研，某些电厂油质不合格就采取补充新油的方式来改善油质指标。然而，补油少了，不起作用；大量补油，会导致油泥析出，影响机组安全。补入新油仅能短时间改善油质指标，并没有彻底去除油质劣化产物，残留在油中的劣化产物会起催化劣化作用，导致补入新油后短时间内油质再次发生严重劣化变质。因此，油质维护方法的不正确也是油质劣化的重要因素之一。

2 运行监督维护措施

依据上述油质劣化原因分析及多年抗燃油的维护经验，为了保持运行抗燃油各项性能指标优良，必须严格按DL/T 571—2014的要求，做好抗燃油各阶段监督和维护工作。同时，还应加强如下几项工作。

(1) 设备安装及大修后，系统油管路短接，然后使用合格的抗燃油进行循环冲洗，冲洗至颗粒度合格后，再将调门接入系统继续冲洗，冲洗至合格后机组方可启动。

(2) 对油系统定期检查，如发现精滤器压差异常，说明滤芯堵塞或破损，应及时查明原因，进行清洗或更换。

(3) 加强油箱底部加热投停监督工作，或将内置加热棒改在油箱外部，防止油品直接与加热棒接触产生高温过热的碳化产物。油管路温度过高时，应加装冷却器或增加隔热板，消除热辐射对油品温度的影响。

(4) 油箱呼吸口干燥剂失效后要及时更换，并加强运行油的水分监督与控制。

(5) 坚持长期或定期投用高效的再生装置，并定期更换再生滤芯。高标准控制油质各项重要指标，尽量减少油中劣化产物对运行油的催化劣化作用。

(6) 油质超标时，要采取正确的维护方法对运行油进行处理，避免短时间内再次发生油质超标的问题，以免给电厂带来多次经济损失。

3 结论

运行抗燃油系统的温度控制、水分控制，使用高效的再生装置，正确的维护方法，均是保证抗燃油油质的重要措施。抗燃油在汽轮机调速系统中占据重要位置，其质量的好坏、性能的优劣直接影响机组安全。因此，要高度重视抗燃油运行的各个环节，严格按照DL/T 571—2014标准要求，做好抗燃油的监督防劣化工作。

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2 王国蓉．磷酸酯抗燃油劣化的原因分析及处理[J]．华电技术，2012，34(7)：38-41.

3 王笑微，董 晔，常治军，等．EH供油系统油泵出口滤网堵塞原因分析及污染防控[J]．中国电力，2014，7(5)：432-34.

4 倪荣花，孙晓东，刘晓莹．抗燃油换油后酸值快速超标原因分析及处理[J]．中国电力，2016，49(4)：146-153.

5 汪红梅．电力用油(气)[M]．北京：中国电力出版社，2015.

6 国家能源局．DL/T 571—2014电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则[S]．北京：中国标准出版社，2015.

2017-04-22。

王红卫(1968—)，女，工程师，主要从事电厂化学相关技术监督与研究工作，email：31463386@qq.com。

孙晓东(1980—)，男，工程师，主要从事电力用油再生技术研究工作。