第三章 油质监督维护及防劣

第三章油质监督维护及防劣

教学目的1.结合设备电力用油的作用，监督指标。2.掌握运行电力用油常见的维护监督措施。基本内容1.电力用油监督与维护措施，主要包括新油的验收、运行绝缘油和汽轮机油监督和一些常见的维护措施。2.合成磷酸酯抗燃汽轮机油的性能、检测方法、运行监督与维护措施。第一节变压器油的监督与维护一、绝缘油的质量标准二、变压器油的监督三、变压器油运行维护措施1．新绝缘油的质量标准（1）新变压器油标准项目断路器油试验方法外观透明、无悬浮物和沉淀目测①密度，20℃(kg/cm3)不大于895GB/T1884、GB/T1885运动粘度，（mm2/s）不大于40℃—30℃5200GB/T265闪点（闭口）（℃）

不低于95GB/T261倾点（℃）②不高于－45GB/T3535酸值（mgKOH/g）不大于0.03GB/T264击穿电压（KV）（间距2.5mm）交货时不小于40GB/T507介质损耗因数不大于0.03(70℃)GB/T5654界面张力（mN/m）不小于35GB/T6541水分（mg/kg）③不大于35SH/T0207、ZBE38004铜片腐蚀(T2铜片100℃×3h)不大于1GB/T5096（2）断路器油标准表3-1-2断路器油标准（SH/T0351—1992）表3-1-3超高压变压器油标准（SH/T0040—1991）

3）超高压变压器油标准项目质量指标试验方法牌号2545外观①透明，无沉淀物和悬浮物色度，号码不大于1GB/T6540密度（20℃），kg/m3

不大于895GB/T1884,GB/T1885运动粘度，mm2/s100℃不大于40℃不大于0℃报告GB/T2651312报告苯胺点，℃报告GB262凝点②，℃不高于——45GB/T510倾点，℃不高于—22报告GB/T3535闪点（闭口），℃不低于140135GB/T261中和值，mgKOH/g

不大于0.01GB/T4945腐蚀性硫非金属蚀性SH/T0304，SY2689水溶性酸或碱无GB/T259氧化安定性③沉淀，%不大于酸值，mgKOH/g

不大于0.20.4SH/T0206ZBE38003击穿电压④(间距2.5mm，出厂)，kV不小于40GB/T507介质损耗因数（90℃）不大于0.002GB/T5654界面张力，mN/m

不小于40GB/T6541水分（出厂），mg/kg不大于50ZBE38003析气性⑤，μL/min不大于+5GB/T11142比色散报告SH/T0205，ZBE38001（4）国外新油的标准IEC60296-2003变压器油标准（通用规格）如表3-1-4所示。按抗氧化剂含量将变压器油分为三类：U类—抗氧化剂含量检测不出；T类—抗氧化剂含量小于0.08%；I类—抗氧化剂含量在0.08%～0.4%之间。DDF—介质损耗因数；PCA—多环芳烃；PCB—多氯联苯。2．运行中绝缘油的标准二、变压器油的监督运行中变压器油质量的好坏直接关系到充油电气设备的安全运行和使用寿命，虽然油质的老化是不可避免的，但是加强对油质的监督与维护，采取合理而有效的防劣措施，是能够延缓油质的老化进程，延长油的使用寿命和保障设备的健康运行的。新油是指生产出厂后还未与电气设备接触过的油；投运前油是指充入电气设备还未通电投运的油；运行油是油品充入电气设备投入运行后的油。变压器油的质量监督依据GB/T14542-2005运行变压器油维护管理导则（Guideformaintenanceandsupervisionoftransformeroilinservice），替代原GB/T14542-1993。变压器油质量监督的包括以下几个过程。

1．新油的验收入库及使用前的质量监督，防止购进不合格新油；防止质量不合格油进入设备。变压器新油到货后，应对接受的全部油样进行监督，以防止出现差错或带入脏物。所有样品应进行外观的检查，应按照GB/T7597-2007电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法标准取样。国产变压器油按照GB2536或SH0040标准逐项进行验收，进口设备用油，应按合同规定验收。验收时应注意使用的分析方法与所采用的油质验收标准相同。2．加强设备安装施工全过程油的质量检测监督，油质处理没有达到相应标准规定，设备不能投运。新油在脱气注入设备前的检验。新油注入设备前必须用真空滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他颗粒杂质，在处理过程中应按表3-1-6的规定随时进行油质检验，达到表3-1-6中要求后方可注入设备。对互感器和套管用油的评定，可根据用油单位具体情况自行决定检验项目。表3-1-6新油脱气进入设备前净化检验指标项目新油净化后检验指标热油循环后油质检验指标500kV220～330kV66～110kV500kV220～330kV66～110kV击穿电压kV≥60≥55≥45≥60≥50≥40含水量μl/L≤10≤15≤15≤10≤15≤20含气量％V/V≤1≤1—≤1≤1—介质损耗因数90℃％≤0.2≤0.5≤0.5≤0.50.50.53．加强设备运行过程中的油质监督，油质指标不合格，要及时处理或更换。三、变压器油运行维护措施对于运行中变压器油的所有检验项目超出质量控制极限值的原因分析及应采取的措施见表3-1-8，同时遇有下述情况应该引起注意：（1）当试验结果超出了所推荐的极限值范围时，应与以前的试验结果进行比较，如情况许可时，在进行任何措施之前，应重新取样分析以确认试验结果无误；（2）如果油质快速劣化，则应进行跟踪试验，必要时可通知设备制造商；（3）某些特殊试验项目，如击穿电压低于极限值要求，或是色谱检测发现有故障存在，则可以不考虑其他特性项目，应果断采取措施以保证设备安全。正常地使用和维护绝缘油，可以降低油耗，减缓油质的氧化，延长使用寿命，具体应采取以下必要的的防劣措施：（1）安装油保护装置(包括呼吸器和密封式储油柜)，以防止水分、氧气和其他杂质的侵人；（2）安装油连续再生装置即净油器，以清除油中存在的水分、游离碳和其他老化产物；（3）在油中添加抗氧化剂(如T501抗氧化剂)，以提高油的氧化安定性。一般情况下，应根据充油电气设备的种类、型式、容量和运行方式等因素来选择防劣措施。电力变压器应至少采用上述所列举的一种防劣措施。对低电压、小容量的电力变压器，应装设净油器；对高电压、大容量的电力变压器，应装设密封式储油柜；对110kV及以上电压等级的油浸式高压互感器，应采用隔膜密封式储油柜或金属膨胀器结构。1．安装油保护装置（1）呼吸器充油电气设备一般均应安装呼吸器，呼吸器通常与储油柜配合使用，其内部装有吸水性能良好的吸附剂(如硅胶、分子筛等)，其底部设有油封。吸湿器的结构如图3-1-1。吸附剂在使用前应按规定条件进行烘干处理，使用失效时应立即更换。（2）冷冻除湿器由于一般呼吸器作用有限，特别是对湿度较大地区（南方及沿海）、油温经常变化的设备，呼吸器的除潮效果不好。因此，有条件地区可对110kV及以上电压等级的电力变压器安装冷冻除湿器(又称热电式干燥器)，如图3-1-2所示。（3）密封式储油柜大容量电力变压器中的密封式储油柜内部装有耐油的专用橡胶密封件，使油和空气隔离，以防外界湿气和空气的进入而导致油质氧化加速与受潮。但这种装置不能清除已进入设备的湿气和设备内部绝缘材料分解所产生的水分。2．安装净油器净油器可分为吸附型净油器和精密过滤型净油器。吸附型净油器是利用吸附剂对油进行连续再生的一种装置，广泛应用于低电压、小容量的不同型式的电力变压器，使用效果主要取决于所用吸附剂的性能与用量。对于超高压电气设备或对运行油的洁净度有严格要求的设备，由于吸附剂粉尘有可能进入油中，因此不宜采用此类净油器。吸附型净油器是一种渗流过滤装置，从循环动力学上可分为为温差环流净油器(俗称热虹吸器)和强制环流净油器两种。热虹吸器的高度与直径关系是：选取的高度为直径的1.3～1.5倍为宜。为减小热虹吸器的高度最大不超过1.5m为宜。3.添加抗氧化剂在绝缘油、汽轮机油添加抗氧化剂，减缓油在运行中的老化速度，延长油质使用寿命，是多年来电力系统所采用的，行之有效的的防劣技术措施之一，大量实践数据说明，采用此方法具有操作简便，无需专用设施，使用过程中维护工作量少，无油耗，防劣效果好，经济效益高等能优点。（1）抗氧化剂的基本选择能作抗氧化剂使用，还必须具有以下主要特点：抗氧化能力强，油溶解性好，挥发性小；不与油中组分其化学反应，长期使用不变质，不损害油品的优良性质和使用性能，不溶于水；不腐蚀金属及设备中的有关材料，在用油设备的工作温度下不分解、不蒸发、不易吸潮等；感受性好，能适用于各种油品当使用某种新的抗氧化剂时，一般应通过下列试验确定其抗氧化作用的能力和使用效果。1）氧化诱导期试验。将欲采用的新抗氧化剂添加至油品中，在一定条件下，通过吸氧试验，测定该油品氧化的诱导期，若诱导期愈长，则表明其效果愈好。2）感受性试验。若某油品的安定性倍数在8～10之间，氧化油的其它指标并不比未加抗氧化剂的试油差时，则可认为此油品对该抗氧化剂的感受性较好，这一抗氧化剂可以选用3）模拟试验。经上述两种试验，认为可选用的抗氧化剂，最好再在变压器的模拟实验台上进行试验，以进一步鉴定其使用效果。（2）抗氧化剂的分类油品抗氧化剂的种类较多，可按起作用机理、元素组成、官能团等方面进行分类。若按其作用机理可大致分为两类：1）抑制剂：如酚类、胺类等。它通常可与活性自由基作用，使油品氧化反应的链中断，从而延长了油品氧化反应的诱导期。2）分解剂：又称“过氧化物分解剂”。如二烷基二硫代磷酸锌（我国代号为T201～T204）等，它能使油品氧化中生成的过氧化物分解，并生成稳定的产物，从而减缓了油品的氧化（3）抗氧化剂的作用机理从油品烃类氧化的链锁反应学说可知，抗氧剂之所以能减缓油品的氧化，关键是抑制剂能“吃掉”活性自由基；分解剂能终止氧化的链反应。如果用RH表示组成油品的液态烃；用AⅠH、AⅡH和AⅢH分别表示第Ⅰ类、第Ⅱ类和第Ⅲ类抗氧化剂，其作用机理见图3-1-9。目前在变压器油中已比较广泛地采用了添加T501抗氧化剂的维护措施。T501是2.6二叔丁基对甲酚，简称烷基酚，国外简称“DBPC”，其质量规格见表3-1-11。T501属第三类抗氧化剂，它能在有自身氧化过程中产生的活性自由基R·和烃基过氧化物ROO·进行反应生成非活性自由基或稳定产物，其化学反应如图3-1-10所示（4）T501抗氧化剂的添加在用油设备投运前，应先将选用的抗氧化剂按最佳浓度加入新油或再生油中，并在系统内充分混匀。对于运行变压器油应除去其中氧化产物和污染杂质之后再添加为好。使用T501时，在运行油的酸值小于0.03mgKOH/g；PH大于5.0时加入效果较好。4.防止电力变压器运行中油温过高表3-1-12油浸变压器允许最高上层油温变压器冷却方式冷却介质最高温度，℃最高上层油温，℃自然循环，自冷，风冷4095强迫油循环风冷4085强迫油循环水冷3070

5.混油补油（油的相容性）电气设备充油不足需要补充油时，应优先选用符合相关新油标准的未使用过的变压器油。最好补加同一油基、同一牌号及同一添加剂类型的油品。补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油。当新油补人量较少时，例如小于5%时，通常不会出现任何问题；但如果新油的补入量较多，在补油前应先做油泥析出试验，因新油与已劣化的运行油对油泥的溶解度不同，为了防止补油后导致油混析出，在补油前必须预先进行混合样的油泥析出试验确认无油泥析出，且酸值、介质损耗因数值不大于设备内油时，方可进行补油。混油应注意以下事项：（1）不同油基的油原则上不宜混合使用。在特殊情况下，如需将不同牌号的新油混合使用，应按混合油的实测凝点决定是否适于此地域的要求。然后再按DL/T429.6方法进行混油试验，并且混合样品的结果应不比最差的单个油样差。（2）如在运行油中混入不同牌号的新油或已使用过的油，除应事先测定混合油的凝点以外，还应按DL/T429.6的方法进行老化试验，还应测定老化后油样的酸值和介质损耗因数，并观察油泥析出情况，无沉淀方可使用。所获得的混合样品的结果应不比原运行油的差，才能决定混合使用。（3）对于进口油或产地、生产厂家来源不明的油，原则上不能与不同牌号的运行油混合使用。当必须混用时，应预先进行参加混合的各种油及混合后的油老化试验，并测定老化后各种油的酸值和介质损耗因数及观察油泥沉淀情况，在无油泥沉淀析出的情况下，混合油的质量不低于原运行油时，方可混合使用；若相混的都是新油，其混合油的质量应不低于最差的一种油，并需按实测凝点决定是否可以适于该地区使用。（4）在进行混油试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同；若无法确定混油比，则采用1:1质量比例混合进行试验。例如：有甲、乙两种油，通过老化试验判断其能否混合，试验结果，见表3-1-13。可否混合使用？表3-1-13两种油样混合前后试验结果比较试验项目甲油乙油甲、乙混合（按实际需要比例）（老化后）酸值（mgKOH/g）沉淀物（%）0.450.220.200.100.330.156．变压器油泥的冲洗油泥是变压器油长期运行中由于发生热氧化的作用，使油的热裂解产物大量生成物。油泥对变压器设备的危害是最严重的，必须将设备内堆积的油泥彻底清除干净。热的变压器油是其裂解产物的溶剂，从而解决了冲洗设备油泥的容积问题。需要加热的温度可由其苯胺点试验确定。将变压器油加热到80℃时，就可以溶解掉设备内沉积的油泥，热油冲洗变压器内的油泥是将再生、清洗和油的溶解能力结合起来。加热、吸附和真空过滤处理(脱气、脱水)的具体实施是将再生设备和变压器组成闭路循环系统，被处理的油从变压器中流出，经过加热器使油加热到80℃，再通过过滤装置，除去油中的粗大杂质和水分，最后经过吸附过滤器去掉油中溶解的油泥，再经过真空过滤和精密过滤后，纯净的油重新返回变压器中。通过变压器的循环次数(通常为10次~20次)取决于油泥的量。注意采用此除油泥的方式，可在带电和停电的情况下作业。但为了安全起见，最好采用停电冲洗作业。7．变压器中油带电问题（1）机理。尽管国内外对油上带电的机理还没有统一的认识，但得出的结论却大致相同：固体材料（如绝缘纸板）的化学组成是纤维素和木质素，其中纤维素带有羟基，木质素带有羟基、醛基和羧基。在变压器油的不断流动下，油与绝缘纸板发生摩擦，使得这些基团发生电子云的偏移，在固体和液体的交界面上，固体一侧带一种电荷，而液体侧带异号电荷，且液体中的电荷分布密度与离交界面的距离有关。距离越近，电荷密度越高，且不随液体流动；反之，距离越近，且随液体一起流动。（2）影响油流带电的主要因素。1）油的流动速度。影响最大，油的流速越高，带电越严重，尤其是流速由层流转为湍流时，影响更大。因此为了控制油流带电，油的流速一般应低于1m/s。2）油温。油温升高，油流带电更为严重。当温度在50~60℃之间时，油流所产生的绕组泄漏电流达到最大值，油温更高或更低，泄漏电流均有降低。3）固体绝缘材料表面的影响。在变压器中使用的固体绝缘材料因其表面形态不同，其大小顺序依次为：棉布带、皱纹纸、层压纸板、牛皮纸。表明材料表面平整度越差，其带电量越大。4）绝缘油的带电性。绝缘油的带电性是决定油流带电量的主要因素之一。tgδ增大时，带电倾向增加。研究人员进一步指出，油中含有油醇、油酸铜及沥青质等杂质时，往往有强烈的带电倾向。

5）其他因素。油泵启动时，带电量较大，然后随着时间的推移而趋于稳定。他们认为，油开始流动时，造成电荷分离。故最好有步骤地启动油泵，尽量避免对油形成冲击。（3）油流带电的抑制。由于油流会使绝缘件表面或油中的电荷量积蓄到极限，导致静电放电，引起局部放电。为了确保变压器油的安全正常运行，必须采取措施抑制。抑制的途径主要有：1）改进绝缘油及固体绝缘材料；2）改进变压器的结构；3）适当调整变压器的运行方式和运行参数。如避免油流速度过高等。4）添加苯并三氮唑（BTA）静电抑制剂。添加苯并三氮唑来抑制变压器油流带静电和氧化降解已在国外许多公司应用，特别是日本已经采用多年。BTA结构见图3-1-17，它是一种铜的优良缓蚀剂，对铜、铁有一定的防锈作用。因为BTA的分子中含有三个孤电子对的氮原子，由于孤电子对的作用，添加到油中后能明显抑制油流所带的静电荷密度。见图3-1-18和3-1-19。一般添加量为10mg/kg左右。但是如果高的油流带静电倾向是因为油种所存在的其他微量杂质或其他因素的影响而造成的，则BTA的抑制作用会很小。思考题1.抗氧化剂的作用机理是什么？2．某次主变大修后，用压力管道补油，油箱油位由4.50m下降至2.85m。已知油箱内径为2.5m，油的密度为0.86g/cm3，试求此次补油多少?3．为什么吸附净化与抗氧化剂联合效果会更好?4.当需要混油和补油时应遵守哪些原则规定?5．对于运行变压器油有哪些主要维护措施？其原理如何第二节汽轮机油的监督与维护一、汽轮机油的质量标准1．新汽轮机油标准（1）防锈汽轮机油质量标准2）国家标准L—TSA汽轮机油（3）国外新汽轮机油的标准为了适应电力生产的发展要求，20世纪80年代英美等国相继提出或修订汽轮机油的标准，美国材料试验协会（ASTM）标准。在此之后，国际标准化组织（ISO）也在1986年提出了新的汽轮机油标准ISO/DIS8068，见表3-2-3。2．运行汽轮机油标准表3-2-4运行汽轮机油质量标准（GB7596-2000）序号项目设备规范质量指标检验方法1外观透明外观目测2运动粘度（40℃），mm2/s与新油原始值比偏离≤±20%GB/T2653闪点（开口），℃与新油原始值比不低于15GB/T2674机械杂质无外观目测5酸值，mgKOH/g加防锈剂≤0.3GB/T264或GB/T7599未加剂≤0.26液相锈蚀无锈GB/T111437破乳化度，min≤60GB/T76058水分④，mg/l200MW及以下200MW以上≤100≤200GB/T7600或GB/T76019颗粒度⑤250MW及以上报告①SD/T313或DL/T43210起泡性试验，,ml250MW及以上报告②GB/T1257911空气释放值，min250MW及以上报告③SH/T0308二、汽轮机油的监督汽轮机油在运行中不可避免地受到水分、氧化物、温度和杂质等的影响，会劣化、变质的。为个保证安全运行，应加强运行汽轮机的监督。主要监督项目为酸值、运动粘度、闪点参照表3-2-5。如果超过标准值，一定要立即查明原因并设法处理。确保运行油的质量合格。运行汽轮机油的质量监督标准主要依据GB7596-2000《电厂用运行汽轮机油质量标准》和.GB/T14541-2005《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》（Guideformaintenanceandsupervisionofoilinservicemineralturbineoilusedforpowerplants）。汽轮机油的运行监督及维护包括新油入厂验收、润滑油系统冲洗、运行监督检测、技术指标异常处理等各方面。1．新油验收新油验收试验是把好汽轮机油质量的关键一环。对购进的新油，用户应首先检查每批新油的外观、颜色是否一致，有无特殊气味；然后按照GB/T7597-2007规定的取样方法标准取样。国产汽轮机油按照GB2537标准逐项进行验收，进口设备用油，应按合同规定验收。验收时应注意使用的分析方法与所采用的油质验收标准相同。在验收试验中，应注意破乳化度检测指标，一般非正规生产单位的汽轮机油，其破乳化度指标很难达到要求。要注意防止经销单位通过向新油中添加破乳化剂改善破乳化性能的做法。2．机组投产前润滑系统的冲洗汽轮机油系统的安装或检修质量，对运行油的理化性能有着重要的影响。因此对于新建和大修后的机组，必须对润滑系统进行油的冲洗，必要时还要进行碱洗或酸洗。对于新机组，在润滑系统进行安装时，所有的充油腔室、阀门都必须清理干净，呈现出金属本色。使用的连接管路，应进行酸洗、钝化。系统安装完毕后，要对系统中的各个部位再次进行彻底的清理，清除管道、油箱等部位的焊渣，安装过程中留下的各种杂质碎片以及金属表面的氧化皮等，以防止这些这些机械杂质在冲洗过程中进入轴承或控制装置，造成部件的损害而影响其正常工作。运行机组油系统的冲洗与新机组基本相同，但由于新旧机组油系统中污物的成分、性质与分布状况不完全相同，因此冲洗工艺应有所区别。新机组应强调系统设备在制造、贮运和安装过程中进入的污染物的清除，而运行机组油系统则注重在运行和检修过程是产生或进入的污染物的清除。如对大修后的机组，除对系统的各部位进行清理外，一般需对系统进行碱洗，以除去系统中存留的油泥等化产物。冲洗的目的是除去润滑系统中的机械杂质，保证油品的清洁度，防止运行中因颗粒杂质损伤润滑部件。GB/T7596—2000《电厂用运行是汽轮机油质量标准》中，建议运行汽轮机油应达到美国NAS8～9级的标准。为了给运行油留有裕度，对基建新投机组，应控制颗粒污染达NAS7级的标准.3.运行汽轮机油的监督我国运行汽轮机油的质量监督标准有两个，一个是GB7596-2000《电厂用运行汽轮机油质量标准》，另一个是GB/T14541-2005《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》（Guideformaintenanceandsupervisionofoilinservicemineralturbineoilusedforpowerplants）。虽然这两个标准所规定的检测项目基本相同，由于GB/T14541-2005是修订的最新标准，其检测质量指标定得更具体，也更便于操作。参见表3-2-5与3-2-6。三、运行汽轮机油的维护措施油系统的检修检查和验收是检验油质运行状况的重要一环。通过检查发现设备系统内以及油质本身存在的问题，以便采取相应措施。验收是避免油质污染，保证设备安全运行。1．汽轮机组和油系统的维护提高汽轮轮机组的检修质量。汽轮机油系统解体后，应首先进行检查，检查的部位主要有油箱、冷油器、调速器、调速汽门、危急保安器、轴承轴瓦连接管路等。检查内容为：油泥沉淀情况（部位、外状、厚度，必要时应取样分析）；锈蚀情况（外状、面积、深度）；机械磨损和机械混杂物的沉积情况等，并作好详细记录。清洗完后的油系统，应由检修负责人汇同生技部、化学有关人员进行验收后方复装。2．油净化处理油净化处理在于随时清除油中颗粒杂质和水分等污染物，保持运行油洁净度在合格水平。净化处理的方法有机械过滤器（滤油器）、重力沉降净油器、离心分离式净油机、水分聚集/分离净油器、真空脱水净油器和吸附净油器等。不同型式的油净化装置各有各的局限性。因此，大容量机组油净化系统常选用具有综合功能的净油装置，且要求所用的油净化装置与油系统及其运行油应有良好的相容性。油净化系统的配置方式常用的有全流量净化、旁路净化和油槽净化三种。3．及时补加抗氧化剂T501抗氧化剂适合在新油(包括再生油)或轻度老化的运行油中添加使用。其有效剂量，对新油、再生油一般为0.3%~0.5%，对运行油，应不低于0.15%，当其含量低于规定值时，应进行补加。运行油添加(或补加)抗氧化剂应在设备停运或补充新油时进行。添加前，运行油须经净化，除去水分、油泥等杂质，添加后应对运行油循环过滤，使药剂与油混合均匀，并对运行油油质进行检测，以便及时发现异常情况4．添加防锈剂T746由于汽轮发电机组的轴封不严，运行中汽封压力调整不及时，以及机组的启停过于频繁等原因，汽轮机油中会漏入大量汽、水，从而造成油质乳化和油系统内金属表面的腐蚀，腐蚀严重者会使调整系统卡涩，直接威胁着机组的安全运行。多年运行实践证明，在运行汽轮机油中添加防锈剂，可以有效地防止油系统的腐蚀。汽轮机油中的防锈剂能在金属表面形成牢固的吸附膜，以抑制氧及水、特别是水对金属表面的接触、使金属不致锈蚀。图3-2-1防锈剂的作用机理图3-2-2T746的分子结构运行油中添加“746”防锈剂前除进行液相锈蚀试验（GB11143-1989试验方法）外，还应进行油的其它物理化学性能指标的分析。一般运行油中添加量为0.02%～0.03%防锈剂后，酸值会有所上升，但无不良影响，油品其它指标均符合规定要求，液相锈蚀试验的金属试棒无锈蚀斑点，此时可以确定添加防锈剂。添加方法添加前的准备工作为了使“746”防锈剂更好地在金属表面形成牢固的保护膜，以便达到预期防锈的效果，第一次添加防锈剂之前应将油系统的各个管路、部件以及主油箱等人武部进行彻底清扫或清洗，使油系统内表面露出原来的金属表面。并且做好金属表面状况的详细记录，以便以后检修时进行检查对比，考查防锈效果。同时，利用压力式滤油机净化准备添加防锈的运行油，清除杂质和水分。添加过程按照事先确定的添加量，根据油量计算出“746”防锈剂的需要量。然后，将T746防锈剂先用运行油配制成10%的浓溶液（母液），配制时可将油温加热到60～70℃，以便加快T746防锈剂的溶解。最后再将透平液通过压滤机注入主油箱中循环搅拌，使母液与运行油混合均匀。此外，添加前后应对运行油质进行全面监测，以便及时发现异常情况。补加由于T746防锈剂在运行中会逐渐消耗，因此需要定期补加，补加期一般由运行油的液相锈蚀试验确定，只要试棒上出现锈斑就应及时补加，补加量可控制在0.02%左右，补加方法与添加时相同。5．添加破乳化剂汽轮机油在实际运行中容易发生乳化，引起汽轮机油乳化的主要原因有三个方面：（1）汽轮机油中存在水分。油中水分是由于汽轮机组轴封不严、汽封压力调整不及时，外加机组启停频繁等原因，造成了大量蒸汽漏入汽轮机油中凝结成水。（2）汽轮机油中存在乳化剂。油中乳化剂包括炼制过程中残留的天然乳化物和油质老化时产生的低分子环烷酸皂、胶质等乳化物。(3）汽轮机油、水、乳化剂，在机组运转时受到高速搅拌，最后形成油水乳浊液，上述三个原因互有联系缺一不可破乳化的方法主要有：1）机械法，包括高速离心和泡沫分离等，高速离心分离是利用分散相和分散介质的密度不同，在高速离心机作用下，产生显著的离心力差异，实现油和水的分离；泡沫分离是利用起泡的方法，使分散相的油珠吸附于泡沫上，在随气泡浮至液面时实现油水分离。机械破乳法一般适用于含水少、还没有被乳化的油品。2）物理法，包括高压电场法、加热法、电磁场破乳法、静电破乳法、电学破乳法、研磨破乳法、乳化液膜的润湿聚结破乳等，一般适用于轻度乳化的油品。3）化学法。化学破乳法主要是向油品中添加乳化剂，不仅简单、方便、经济。同时对油品的理化性能一般无不良影响，当前已成为人们研究的重点，还有两种化学法是电解质破乳和二氧化碳用于除酚后乳状液破乳法。4）还有生物破乳法和膜破乳法及联合破乳法。以上破乳方法均有不同的使用，但目前使用最多、最有效的是以破乳剂为主的化学方法。但是破乳剂的破乳有着较强的针对性，至今人们还没有找到一种能够适合各种汽轮机油破乳的破乳剂。添加破乳化剂就是提高汽轮机抗乳化性能的一个有效方法，该方法简便、易行，适宜现场采用。当然，已经乳化的汽轮机油一般可以采用物理的方法，经如用离心机分离或用压力式滤油机或真空滤油机等，若上述方法达不到要求，可以考虑运行中加破乳化剂。汽轮机油添加破乳化剂方法与其它添加剂一样，任何一种破乳化剂添加前均应进行破乳化度效果试验，以便确定破乳化剂的破乳化能力，破乳化剂对油品其它理化性能的影响程度以及破乳化剂添加后油中是否出现油泥沉淀。如果破乳化度试验证实，添加破乳化剂后能够提高油的抗乳化性能，并且对油品的其它理化性能均无不良影响（注意油中加剂后绝对不应有油泥沉淀析出），那么可以进一步通过小型试验确定最佳添加剂量。添加前先应彻底清扫油系统，同时还应清除被加油中的杂质和水分，然后根据已确定的添加剂量，将破乳化剂用运行油配制成适当浓度的母液（如需要配制时可考虑将油稍加温，促使破乳化剂的溶解）。最后再将母液通过压滤机注入主油箱，并利用压滤机循环搅拌使母液能与运行油混合均匀。必须注意，添加前后应对运行油质进行全面检测，以便及时发现异常情况。由于破乳化剂在运行过程中会逐渐消耗，因此需要定期补加。补加期一般由油的破乳化度（搅拌法）确定，当破乳化度大于30分钟时补加。补加量为首次添加剂量的三分之二，补加方法与添加方法相同。W—水相；O—油相；M—界面膜；rW/M—水与界面膜之间张力；

rO/M—油与界面膜之间张力；

a—乳化剂；b—破乳化剂图3-2-4乳化和破乳化示意图图3-2-3油包水型乳化液6．防止空气进入油内产生泡沫。如果要增强油品的消除泡沫的能力，可添加硅油或非硅油类消泡剂。7．混油补油（油的相容性）不同牌号的新油或使用过、质量相同而牌号不同的绝缘油，原则上不宜混合使用。运行中的汽轮机油补加同牌号的新油或质量相同合格的再生油时，因新油与已劣化的运行油对油泥的溶解度不同，为了防止补油后导致油泥析出，在补油前必须预先进行混合样的油泥析出试验，无油泥析出时，方可允许添加。若运行中，特殊情况必须混合不同牌号的油时，必须测定混油的粘度试验和油泥析出试验，合格后才能使用。对进口油或来源不明的油或不同牌号的运行油混合使用时，由于油的组成，所含添加剂的类型并不完全相同，在混油时应预先进行参加混合的各种油及混合后的油样的老化试验，当混合油的质量不低于原运行油时，方可混合使用。若相混的都是新油，其混合油的质量应不低于其中最差的一种，并且要按实测的粘度最后决定是否可以混用。对被混合使用的油，混合前其质量必须检验合格，在进行试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同。如果混油比是未知的，则按1：1混合。矿物汽轮机油与用作润滑、调速的合成液体有本质的区别，切勿将两者混合使用。8.汽轮机严重度“汽轮机严重度”是指油每年丧失的抗氧化能力占原有新油抗氧化能力的百分率。汽轮机严重度要考虑以下三因素：增加油的抗氧化能力每年注入系统的补充油量；油的运行时间的长短；用旋转氧弹(RBOT)试验方法测定的抗氧化能力。汽轮机严重度的计算公式如下，式中：B——汽轮机严重度，以百分率表示；M——每年注入系统的补充油率，以占初始装入系统新油总量的百分率表示；x——油中残余抗氧化能力的数量，以占初始装入系统新油的抗氧化能力的百分率来表示；t——最初装入系统中新油已使用了的年数。左图表示的是一台有每年为25%严重度的汽轮机，油补充率M对油变质x的影响关系曲线。对一个特定的润滑系统的严重度，从最初装入新油开始运行起，经过一段时间后，就应该进行测定。同时完整的保存补充油量的准确记录，是这一工作开展的重要环节。一般在运行的头一、二年内每隔3-6个月就进行一次旋转氧弹法试验。当知道了每年的补充油量和随运行时间而变化的油变质的程度后，则可从图中查到该台汽轮机的严重度。某汽轮机油已使用了5年，年补充油率为15%。油的变质的旋转氧弹试验从起始时的1700min降到仅为350min,氧化寿命的丧失率为79.5%。从时间坐标轴上的第5年开始，向上与15%的补充油率的曲线相交于一点，再向左投影到B/(100-x)坐标轴上的一点，从这点与油变质坐标轴线上的79.5连一直线，直线与汽轮机严重度B标尺线相交在22%点上，即为该台汽轮机严重度B值。思考题1.试述防锈剂的防锈作用机理。2.运行汽轮机油为什么容易形成乳化油3.何谓汽轮机油的连续再生装置?其作用机理是什么?采用连续再生器作为汽轮机油的防劣措施有哪些优缺点?4.运行汽轮机油有哪些主要维护措施？其原理如何？第三节磷酸酯抗燃汽轮机油的监督与维护一、抗燃油的基础知识1.抗燃油的分类所谓抗燃是相对易燃而言，并非绝对不燃。而是表现为：在明火或高温热源处有低的助燃性和较好的阻止燃烧的能力，当火源撤离时具有自熄能力。抗燃液压油种类颇多，根据国际标准化组织ISO6743/4-82分类，抗燃液压油分类见表3-3-1。表3-3-1抗燃液压油分类型号组成与性能HF抗燃油液压液的符号HFAE含量不超过20%乳化油的水包油乳化液HFAS最少水含量为80%的化学溶液HFB油包水乳化液HFC含增粘剂和含水量为40%的水溶液HFD非水抗燃液HFDR磷酸酯基抗燃液HFDS卤代烃基抗燃液HFDT磷酸酯和卤代烃的混合物HFDU其它合成的抗燃液2.磷酸酯抗燃油表3-3-2抗燃液压油的一般分类作为抗燃油的磷酸酯主要是正磷酸酯，其结构式如左图。工业上制取三芳基磷酸酯方法通常用酚类（或醇类）为原料，一般以酚和三氯氧磷已3:1投料，有时也可用过量酚，在氯化钾和氯化镁为催化剂的条件下进行反应制得成品磷酸酯。在生产过程中，采用中和反应除去副产物氯化氢，再通过蒸馏除去未反应完的残余苯酚。表3-3-3抗燃油与矿物基汽轮机油的性能基本理化性质ZR-881(中国)FYRQUEl.EHC(美国)OMTИ(前苏联)L-TSA32(中国汽轮机油)密度，kg/m31.1541.1501.1700.8788运动粘度（40℃），mm2/s32.5439.43628.8~35.2水分,%0.03000.0445<0.1无氯含量，mg/l1510倾点，℃-28-24-17<-7酸值，℃0.0170.0130.030.03闪点（开口），℃262270>240180热板着火点，℃>700>700720~500表3-3-4抗燃油和矿物基汽轮机油的特性对比油名称粘温性挥发性抗燃性润滑性热安定性氧化安定性水解安定性添加剂的感受性矿物基汽轮机油好差差尚可好尚可优优磷酸酯抗燃油好尚可优优尚可好尚好好1）抗燃性（fire—resistance）普通汽轮机油的热板着火温度仅为500℃左右，抗燃油热板着火温度一般在700℃以上，大大高于300MW大型机组的过热蒸汽温度，而且抗燃油不沿油流传递火焰，甚至由分解产物构成的蒸汽燃烧后也不引起整个液体的着火，使得由于油管破裂造成液体溅落在汽轮机高温外表面而发生火灾的可能性大大减小。名称闪点，℃自燃点，℃热板抗燃试验，℃矿物汽轮机油约210约350450磷酸酯抗燃油约250＞510700～8002）密度抗燃油的密度一般大于水，数值大于1.13g/cm3。在生产三芳基磷酸酯时，由于原料的纯度和反应过程等因素可能会混杂一些三甲苯磷酸酯，此类酸必需除去，它有毒，且密度较大，为此在生产三芳基磷酸酯抗燃油时一般控制其密度小于1.2g/cm3。3）介电性（dielectricproperty）抗燃油的介电性比矿物基汽轮机油差，电阻率约为109～1010Ω.cm。汽轮机电液调节系统用的抗燃油，要求电阻率的不小于Ω.cm

。电阻率低会造成伺服阀的腐蚀。4）抗氧化安定性（oxidationstability）抗燃油具有比矿物基汽轮机油优良的抗氧化安定性，其对比数据见表3-3-6磷酸酯抗燃油的氧化安定性取决于基础油的成分、合成工艺以及油中是否添加抗氧化剂。5）水解安定性（hydrolysisstability）磷酸酯是一种合成液，有较强的极性，在空气中容易吸潮，与水作用发生水解，可生成酸性磷酸二酯、酸性磷酸—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酚类物质。水解稳定性与分子量和分子结构有密切关系。如混合酯比同一取代酯稳定性高。取代基在间位和对位比邻位稳定性高。6）抗腐蚀性（corrosion）抗燃油本身的腐蚀性很小，但其热氧化分解产物对有些金属、特别是对铜极其合金有腐蚀作用。此外油中的水分含量、氯含量、颗粒杂质、电阻率、酸值等超出标准，也都会促进伺服阀腐蚀和磨损，甚至造成阀的粘滞和卡涩。

7）润滑性抗燃油本身就是一种良好的润滑材料，常常被用作其它润滑剂，或其它润滑剂的抗磨添加剂。许多机械、轴承等采用这种抗燃润滑油后，设备的使用寿命都比采用矿物油时间长。8）起泡性和析气性能（foamingandair—releaseproperty）运行抗燃油中空气泡的平均尺寸大约比矿物基的汽轮机油中的气泡小1/2，因此，空气释放速度也较缓慢（约慢1/2～2/3）。由于磷酸酯抗燃油系统的运行压力较高（14MPa以上），如果运行油中夹带有较多的空气，会对油系统的安全运行构成较大的危害。9）溶剂效应（solubility）磷酸酯抗燃油的分子极性很强，对非金属材料有较强的溶解或溶胀作用，对许多有机化合物和聚合材料有很强的溶解能力，能渗透刺激皮肤，能溶解很多有机化合物和聚合材料。一般来说，金属材料钢、铜、镁、铝、银、锌、镉和巴氏合金等能适应磷酸酯抗燃油。对某些特殊的金属材料，需通过专门的实验方可投入使用。材料名称氯丁橡胶丁腈橡胶(耐油橡胶)皮革橡胶石棉垫硅橡胶乙丙橡胶氟橡胶聚四氟乙烯聚乙烯聚丙烯磷酸酯不适应不适应不适应适应适应不适应适应适应适应适应矿物油适应适应适应适应适应适应适应适应适应适应10）清洁度（particlecontamination）由于电液调节系统的油压高，执行机构部件间隙小，机械杂质污染会引起伺服阀等部件的磨损、卡涩，严重时会造成伺服阀卡死而被迫停机，故运行中磷酸酯抗燃油应保持较高的清洁度。11）氯含量磷酸酯抗燃油中氯含量过高，会对伺服阀等油系统部件产生腐蚀，并可能损坏某些密封材料。如果发现运行油中氯含量超标，说明磷酸酯抗燃油可能受到含氯物质的污染，应查明原因，采取措施进行处理。12）三芳基磷酸酯抗燃油的毒性问题三芳基磷酸酯因其结构组成的不同，其毒性差异也很大。有的完全无毒，有的低毒，有的甚至高毒。国内外许多工业用的磷酸酯抗燃油起初是用三甲酚磷酸酯配制的，是邻、间、对位异构体的混合物。其中，邻位异构体的毒性比其它异构体约高10倍表3-3-8国产新抗燃油质量标准（DL/T571—2007）二、抗燃汽轮机油劣化因素和机理1.抗燃油劣化因素与矿物基的汽轮机油一样，抗燃油劣化的显著特征也表现为颜色加深、酸值升高，严重时产生沉淀物。抗燃油的酸值随温度的升高而增大，当温度超过120℃时，酸值增长的幅度特别大。抗燃油的劣化速度与受热的温度和受热的时间有关。同一温度下，抗燃油的劣化随受热时间的延长而加深。相同试验条件下，不同厂家的抗燃油劣化的速度不同，这与抗燃油本身的抗氧化性能有关，即与油品本身的组成成分有关。油品的酸值越大，表明油中的酸性成分越多，而酸性成分对油品劣化起催化作用，能促进油品的进一步劣化，劣化又产生更多的酸性成分，造成恶性循环，危害极大。水分能加速抗燃油的劣化进程。随着氧化时间的延长,油品的酸值变化率越大，而劣化生成的酸性产物又会进一步促进油品的劣化进程，同油品中酸性成分一样造成恶性循环，危害极大。另外大多数金属对运行抗燃油的劣化都有不同程度的催化加速作用，如Fe2O3粉、AL粉、及铜丝对抗燃油的劣化都有催化加速作用，Fe2O3粉比AL粉对抗燃油劣化的催化加速作用强些。2.抗燃油劣化机理三芳基磷酸酯抗燃油是人工合成油，其主要成分是三芳基磷酸酯，所以运行中其劣化机理与矿物基油有所不同。三芳基磷酸酯是酯类，所以在一定的条件下易水解；由于其结构含有大量的烃类分子，故推测可用烃类的自由基的链锁反应来解释其劣化机理。（1）三芳基磷酸酯抗燃油的水解（2）磷酸酯抗燃油的烃类氧化同矿物基的汽轮机油一样，磷酸酯抗燃油中也含有烃类，运行环境与矿物基的汽轮机油有些类似，故推测劣化机理也可用自由基的链锁反应来解释。链锁反应包括链的引发、链的发展以及链的终止等三个过程。三、运行抗燃油的维护管理措施抗燃油的运行监督与维护的主要目的是延长抗燃油的使用时间，提高相关运行设备的使用寿命。DL/T571─2007《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则（Guideforoperationandmaintenanceofphosphateesterfire-resistantfluidusedinpowerplant）》规定了汽轮机电液调节系统用磷酸酯抗燃油的运行与维护方法，替代DL/T571─1995。表3-3-14伺服阀常见的故障分类设备故障故障原因故障现象阀芯及阀套部分滑阀的刃边缺口磨损、冲蚀、腐蚀泄漏、流体噪声增大，系统零偏增大，逐渐不稳定滑阀径向阀芯磨损磨损泄漏逐渐增大，零偏增大，增益下降滑阀卡涩污染、变形波型失真、卡死伺服阀的驱动部分球头磨损长期使用磨损伺服阀性能下降，不稳定，频繁调整喷嘴或节流孔局部或全部堵塞油液污染系统零偏增大，系统频响大幅下降，系统不稳定伺服阀净化部分滤芯堵塞逐渐堵塞，引起频响有所下降，伺服阀的分辨性能下降，严重的可引起系统摆动做好运行中抗燃油的监督质量工作，以确保机组的安全经济运行，防止油质劣化，延长油品的使用寿命。1）新抗燃油的验收试验，方可采用。这是把好抗燃油质量的第一关。2）对新机组启动前油系统状况的监督检查。新机组出厂前，制造厂家应保证系统部件的清洁度，并用磷酸酯抗燃油冲洗至颗粒污染度小于或等于6级（NAS1638）后密封。安装前应严格检查验收，合格后方可安装。设备安装完毕后，应按照DL/T5011及制造厂编写的冲洗规程制定冲洗方案，使用新磷酸酯抗燃油对系统进行循环冲洗过滤。冲洗后，以滤除系统内的颗粒杂质。在冲洗过程中取样测试颗粒污染度，直至测定结果达到设备制造厂要求的颗粒污染度后，停止冲洗过滤。取样进行油质全分析，试验结果应符合表3-3-8的要求。其中电液调节系统磷酸酯抗燃液颗粒污染度应小于或等于6级（NAS1638），经启动委员会检查合格，方可启动运行。在清洗和滤