抗燃油体积电阻率超标的原因及防治措施

摘要 分析了高压抗燃油体积电阻率超标的多方面原因，得出某厂4号机组高压抗燃油体积电阻率超标主要是由于投运电加热棒导致超温引起的,结合电厂实际提出了相应的处理和防范措施。

关键词 抗燃油；超温；体积电阻率

中图分类号TM2 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）54-0137-02

Fire Resistant Oil Volume Resistivity Overproof Reasons and Prevention Measures

LUO Yu-ying1, FAN Hua2

1.Datang Xinyang Hua Yu electricity limited liability company, Xinyang 464000

2.Dengfeng Huarun Power Company Limited, Dengfeng 452473

Abstract analysis of high pressure oil volume resistivity overproof reasons in many aspects, it reached a certain plant unit 4 high pressure oil volume resistivity overproof is mainly due to operation of electric heating rod leads to overheating caused by combined power plant, puts forward corresponding treatment and prevention measures.

Keywords fire resistant oil; temperature; volume resistivity

0 引言

某电厂4号机于2009年9月投入生产，汽轮机型号：CCLN660-25/600/600，主机调节保安系统由哈尔滨汽轮机厂控制工程有限公司生产，该系统所用工质为磷酸酯高压抗燃油，工作压力 为14±0.5 MPa，油箱油温的控制范围为37℃~60℃。按GB/T571-2007标准该油的性能指标应符合下列要求：

运动黏度（40℃） 39.1~52.9mm2/s（GB/T 265）

颗粒污染度（NAS 1638）≤6级（DL/T 432）

水分≤1000 mg/L（GB/T 7600）

酸值≤0.15 mgKOH/g

体积电阻率（20℃）≥6×109Ω・cm（DL/T 421）

1 抗燃油体积电阻率超标现象

2010年1月，4号机抗燃油颜色急剧变深，呈深褐色，体积电阻率的化验结果为3.11×109Ω・cm，已超标，投入在线再生装置和外接移动式抗燃油净化机过滤，在过滤期间的具体化验数据见表1。

化验时间 体积电阻率（20℃）Ω・cm 水分mg/l 酸值mgKOH/g

2010.01.25 3.34×109 464.2 0.10

2010.01.27 3.17×109 453.9 0.10

2010.01.29 3.02×109 459.7 0.10

2010.02.01 2.98×109 450.8 0.12

表1 抗燃油性能参数化验结果（过滤期间）

结果显示过滤效果甚微，油品的体积电阻率并没有大幅上升，反而呈下降趋势。抗燃油电阻率超标会引起调速系统伺服阀发生电化学腐蚀，抗燃油电阻率越低，电化学腐蚀就越严重，最后导致伺服阀卡涩、泄漏，甚至被迫停机。

2 导致抗燃油体积电阻率超标的影响因素

1）油中水分含量高,使磷酸酯水解产生酸性物质，腐蚀设备，酸性物质又进一步加速了磷酸酯的水解，这是一个自动降解过程，最终结果是致使油品劣化，体积电阻率降低。水分来源主要有油箱盖密封不严、油箱顶部空气滤清器干燥剂失效致使油品吸收空气中的潮气、冷油器泄漏等；

2）油中存在极性物质和污染物，如氯离子、油的酸性降解物、某些极性添加剂、空气中的灰尘、设备运行中磨损的金属碎屑、管道施工过程或油系统检修时的残存物如焊渣或金属锈蚀物等；

3）油温：抗燃油在常温下的氧化速率极慢，但在较高温如高于60℃时,油品劣化会加速, 产生可导致电阻率降低的酸性或非酸性产物。其电阻率随温度变化很快，对三芳基磷酸酯的试验表明，当温度从20℃上升到90℃，其电阻率则由1.2×1011下降到6×108，虽然系统中油的温度一般控制在40℃~60℃，但由于环境、设备因素或人为操作失误，超温现象总有发生。比如油在流经油动机附近或抗燃油箱投加热器时，还有部分管线布置紧凑的机组，其油管道和蒸汽管道距离很近或交叉,使流过该段的油的温度远远超出正常范围。这些局部过热的存在大大加快了抗燃油的劣化速度；

4）新油或补加的抗燃油注入系统前，自身的体积电阻率没有达到标准，导致污染物进入系统引起电阻率下降；

5）旁路再生装置的功效较差，600MW以上机组高压抗燃油系统都设有旁路再生装置，该装置主要由硅藻土吸附剂和纤维滤芯、精密滤芯过滤器组成，前者用于吸附劣化产物，对降低油的酸值、水分含量效果好，后者用于过滤颗粒物。但在线滤油尤其是在投入诸如硅藻土类再生装置时，由于硅藻土富含钙、镁、钠等金属离子，与油接触时会析出，不但不能改善电阻率指标，长期使用还会影响油的颗粒度指标。

3 号机抗燃油体积电阻率超标的原因分析

图1 抗燃油箱内电加热棒

1）抗燃油箱A、B 两侧的加热器安装在油箱各侧的中间偏下处，抗燃油箱循环泵流量小，油箱内的所有进、出口管没有完全分开布置，有些布置在同一侧（同在A侧或同在B 侧），无法保证油循环良好，温度计检测的温度也可能只是油箱的局部油温，不能真实反应抗燃油箱的整体油温；

2）抗燃油箱电加热器通过加热棒套管直接加热抗燃油，加热棒套管表面积小（外径只有Ф32），而且抗燃油的流动性和传热性较差，加热器加热时就容易造成局部抗燃油过热；

3）乘停机期间打开油箱检修，发现油箱内两侧的电加热棒表面有大量黑色碳化物，见图1所示。

总之，本次高压抗燃油体积电阻率值超标事故主要是由于投用了电加热器，造成抗燃油局部过热引起的。

4 处理措施

1）将加热棒套管表面及整个油箱清理干净，更换油箱内的所有滤芯并经三级验收合格；

2）清理再生装置滤芯筒体，再生装置投入运行时将硅藻土滤芯走旁路；

3）根据制造厂的要求，当抗燃油体积电阻率值长期低于标准值且颜色急剧加深时，如果无法通过现有的处理装置将体积电阻率值升高至合格，需对其进行换油处理。2010年3月，该厂将4号机组抗燃油系统更换新油，机组再次启动后，投入专用外接式滤油机处理，并退出了旁路再生装置中的硅藻土吸附剂运行，运行后化验油的体积电阻率合格。具体化验数据见表2。

化验时间 体积电阻率（20℃）Ω・cm 水分mg/L 酸值mgKOH/g

2010.03.25 9.06×109 495.6 0.055

2010.04.01 9.28×109 489.9 0.054

2010.04.08 9.23×109 486.5 0.058

2010.04.21 9.40×109 482.0 0.043

表2抗燃油性能参数化验结果（换油后）

5 防范措施

5.1 加强运行设备管理

1）运行人员加强对抗燃油油温的监测，巡检时可以采取用手摸油箱A、B两侧外壁的简便方法，对油温有更直观的判断，控制运行油系统不超温；

2）定期检查油箱上呼吸器，及时更换失效的干燥剂，控制抗燃油水分含量，当水分超过600mg/L时，应进行脱水处理, 保证水分不超过1 000mg/L；

3）定期检查EHC系统过滤器前后的压差,当压差达到报警值时，应当及时更换滤芯；

4）运行人员不随意投运抗燃油箱加热器和退出抗燃油再生装置运行，定期投入专用外接式滤油机滤油。机组起动之前用加热的方式升高油温可以提高滤油机的过滤效果，而机组正常运行时系统油温为40℃~60℃，在此温度下可以保证油的过滤净化处理效果，此时应切除油箱内的加热装置，以防油系统超温。

5.2 加强油质管理

1）加强抗燃油进货渠道的管理，购置新抗燃油时严格检测，确保新抗燃油电阻率在1.0×1 010Ω・cm及以上；

2）选用抗氧化安定性好的油，同一台机组尽量补加相同厂家的抗燃油；

3）定期化验抗燃油油质，按（GB/T571-2007）的要求每月检测1次体积电阻率。当发现抗燃油电阻率超标后，应及时投入装有专用再生吸附滤芯(如强极性硅铝吸附剂等)的外用抗燃油滤油装置，每48h取样分析1次，连续监测，同时检验抗燃油的水分、酸值、颗粒污染度、氯含量和颜色等指标，找出导致电阻率降低的原因，消除系统中存在的缺陷。

参考文献

[1]GB/T 571-2007 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则.

[2]孙坚明，孟玉婵，刘永洛编.电力用油分析及油务管理[M].北京：中国电力出版社，2009.