海外电站汽轮机EH油的油质异常原因及对策

汪滨(中国能源建设集团浙江火电建设有限公司，浙江 杭州 310020)

0 引言

某东南亚电厂2019年投产的1000MW超临界机组，采用磷酸酯抗燃液压油为汽轮机电液调速系统的工作介质。

磷酸酯抗燃油作为一种合成的液压油，与汽轮机矿物油截然不同。磷酸酯抗燃油呈无色或淡黄色，密度为1130～1170kg/m3之间，自燃点远大于透平油，达530℃以上。相应的，油质要求比透平油高。

设备建设期间，受施工工艺、设备、备件等的限制，油系统不够清洁，投产前，油样的颗粒度NAS1638达10级以上。通过换油和油循环，并用压榨式滤油机进行滤油处理。但效果较差，由于油质迟迟不合格，影响机组启动达半月以上。

机组试运行期间，由于配套的监督、处理措施没有跟上，设备磨损和油中老化物质对金属产生的金属碎屑以及空气中尘埃的侵入，造成颗粒度增加。加之海滨电厂空气湿度大，空气呼吸系统的干燥剂失效快，抗燃油的水分增加，运行中的抗燃油逐渐老化，产生酸洗物质，造成酸值增加甚至超标。部分油管路临近高温热源，保温不完善导致油温升高也加速了油质的劣化。这些指标已经影响到机组的安全运行。

1 油质指标超标的危害

1.1 磷酸酯抗燃油酸值变化对伺服阀的影响

由于空气呼吸器干燥装置缺陷和硅胶干燥剂效果差，造成抗燃油水分超标，磷酸酯对水分敏感，易于吸收水分而水解。由水解而产生的酸性降解物，最终生成磷酸，当劣化产物多致一定程度时，不仅对金属有一定的腐蚀性，更会引起磷酸酯液压油指标失去应有的物理、化学性能。

水解产生的酸性物质增加，一方面直接腐蚀金属，另一方面导致油品的电导率降低，进一步引起油品的金属的电化学腐蚀，酸值增长过程中的沉积物导致过滤器、伺服阀的堵塞和卡涩。严重时造成伺服阀卡死而被迫停机。

1.2 颗粒污染对伺服阀的危害

投运初期，系统的清洁度差，杂质较多，调试试运行期间的油处理设备不配套，造成油系统颗粒度一直偏高。固体颗粒度种类繁多，软质的有纤维、沉淀物等，硬质的有金属、灰尘等，它们都会造成伺服阀的卡涩、堵塞、硬质的还会造成伺服阀的冲蚀和磨损。

油系统中只要有硬质颗粒存在，就会对伺服阀发生冲蚀。伺服阀的阀芯与阀套之间的间歇在1～4µm之间，在此范围内的颗粒对伺服阀的磨损危害最大，这也是最常见发生的磨损部位。

伺服阀阀芯和阀套之间的颗粒除了造成磨损外，还会使金属之间的黏附作用增强，形成卡涩和堵塞，造成阀芯运行不平衡，严重时会直接卡死，引起伺服阀卡紧失效。

2 采取的措施

因海外电厂，技术条件相对较差，没有规范的化验室，不能及时发现劣化指标，且设备、备品、备件不能及时到位，造成抗燃油系统的使用维护较差，系统故障较多。为防止抗燃油液压系统故障，根据国内经验，结合当地实际，采取了以下一系列的措施。

2.1 建立标准化验室，保证及时开机，并指导周边电厂工作

该电厂在调试运行期间，发现抗燃油外观颜色变化，由于开机在即，急需进行油质的颗粒度、酸值、闪点、破乳化度等指标分析。由于厂内无化验室，为节约时间，将油样送至周边电厂，但这些电厂由于各种原因，仅完成闪点的化验。颗粒度等指标不得不送首都进行分析，来回一周甚至更长时间。为及时掌握抗燃油的指标，保证油质的合格，在国内采购开口闪点测定仪、自动石油破/抗乳化测定仪、运动粘度测定仪、锈蚀腐蚀测定仪、微量水分测定仪自动酸值测定仪、油颗粒度测定仪等设备。

由于当地相应的技能人才稀缺，新进人员难以适应电厂要求，制定详细的计划：从玻璃仪器的洗涤、使用，油的取样要求等基础知识开始培训，掌握设备的启停、化验操作，基本满足设备操作需要。

2.2 制定和完善油质监督制度

制定油质监督制度，明确取样化验周期、执行标准、报表的传递等，如果指标异常，则出具《油质监督异常通知单》，告知油质异常的指标，分析可能的原因及采取相应的措施。

2.3 更换干燥剂填料

海滨电厂，空气湿度大，设备自带的抗燃油的空气呼吸器采用硅胶干燥剂，吸水效果较差，3天后硅胶便开始变为红色，逐步失效，需拆卸取出干燥剂在化验室烘箱中进行干燥，拆卸回装过程也会使水分增加，由于抗燃油的密度大于水的密度，一旦水分进入油箱，将难以排除，对油质造成影响。将硅胶干燥剂更换为分子筛干燥剂，保证吸收效果，减少了空气中水分进入油系统中。

2.4 加强油质处理

油系统在运行过程中，特别是投运初期，系统脏污，系统会产生水分和杂质，并使酸值增加。油品中大颗粒易于通过滤油机滤除和控制，对于颗粒度<5µm的颗粒难以滤除，系统中会大量存在。由于现场仅有压榨式滤油机，不能满足滤油需要。新购置真空滤油机，该滤油机具有除水功能，通过定期滤油，减少系统水分，使水分指标合格。配置1µm高效滤芯的过滤器，对微小颗粒有很好的去除效果。每周定期进行油质过滤，并根据化验结果增加过滤次数。使油质质量逐步提高。

2.5 保持合适的运行温度

在调试期间，抗燃油油温高达60℃，加速油质劣化，油质外观显黑色。这是因为抗燃油油品温度过高(高于50℃)，则会加速抗燃油的水解和老化；油温过高，还会使系统中的油泵和电动机过载；严重时，会使管路内的抗燃油形成结块而堵塞滤网。通过运行优化工艺操作，调节冷油器冷却水阀门的开度，做好系统的保温，避免油管路与主蒸汽管路靠的太近防止油品局部过热或热辐射而急剧劣化等措施，使油温度控制在50℃以内。

2.6 合理使用再生装置

抗燃油再生系统可以过滤油中的杂质，改善抗燃油油质，提高磷酸酯合成油的使用和经济效益，延长使用寿命，减少废油处理数量及难度。本机组配置一套由硅藻土和纤维素组成的再生装置，硅藻土具有吸附酸根离子和水分的功能，机组正常运行中再生装置连续投入，每小时100L流量的油液使用15kg的硅藻土，采用硅藻土对磷酸酯油进行连续处理，有利于延长油液寿命和通过硅藻土吸水保持油液干燥。纤维素滤芯位于硅藻土滤芯的下游，阻挡硅藻土粉末状颗粒进入EH油系统中。再生装置的有效投运可降低酸降解物的积聚，避免金属皂的形成，延长磷酸酯油液的寿命。为保证再生效果，再生装置需定期更换滤芯，首次投运20h更换后，以后至少每年更换一次滤芯。

3 处理效果

该项目自2019年7月机组开始试运，初期EH油质不合格，水分达1800mg/L，颗粒度达NASA 10级，严重影响汽轮机调节保安系统的安全运行。2019年7月下旬在当地紧急采购了EH油滤油机，持续进行滤油，同时，在厂内设立了油品化验室，从国内采购了微量水分测定仪、自动酸值测定仪、油颗粒度测定仪等仪器，并从国内抽调化验员来现场支撑，以满足现场检测需要。

在持续滤油10天后，2019年8月5-7日连续三天采样，厂内化验室化验EH油微水、酸值、颗粒度等各项指标均在规定范围内。8月8日采EH油样送当地化验机构进行化验，8月13日报告显示所送EH油样水分560mg/L，酸值0.08mgKOH/L，颗粒度颗粒污染度/NASA163为5级，其他指标已在合格范围内。油质合格后，开始机组EH相关系统的试运工作。2019年8月20日开始连续投入EH油系统硅藻土再生装置。为保证油质持续稳定，机组运行中仍保持EH油滤油机定期在线滤油，每月1日厂内采样化验油质，每3个月外送专业机构化验一次。机组运行中保持EH油油温在45～48℃间。

通过以上措施的实施，机组自2019年9月正式投产至今，EH油油质外观由棕色好转为合格的淡黄色(见图1)。每月的EH油油质化验各项指标结果合格、稳定(处理后油质指标见表1)。机组调节保安系统各伺服机构运行平稳，未出现过卡涩现象，主汽门、调门等阀门定期活动试验(ATT)动作正常。EH油油质好转，有力保证了电厂机组的安全稳定运行。

图1 液压油处理前后的外观变化

表1 采取措施后油质指标合格

4 结语

海外中国承建电厂因设备、人员、技术、管理要求等虽与国内仍有差距，但运行管理和要求应比照和借鉴国内电厂经验，完善化学技术监督管理，制定保证抗燃油品质完好的切实可行的标准、制度，并严格执行，使抗燃油油品各项指标满足生产需要。

加强运行中的参数控制，避免运行环境恶化导致油质劣化。

规范化验、滤油等定期工作，及时发现异常并处理。

考虑海外电厂运输距离远，备品备件采购耗时长，应提前做好油品及备品备件的计划和采购工作。