抗燃油油质劣化原因及处理对策

电力18讯：    1　概述
　　近年来新建或改建的机组单机容量均为300MW,为减少因油泄漏而造成火灾的潜在危害,汽轮机的调节系统都普遍采用抗燃油作为液压工质。目前我省已有汉川电厂、青山热电厂、襄樊电厂、荆门热电厂和阳逻电厂使用了抗燃油(即EH油),在使用过程中,普遍反映劣化速度较快,难以达到额定使用寿命。
    EH油是一种酯类物质,研究表明它在外界环境作用下不产生自由基,更无链的传递与终止过程,所以采用添加抗氧化剂的方法并不能阻止其劣化。为此,结合现场的情况,从实验及有关数据出发,对EH油的劣化原因作一些研究分析。

2　EH油的跟踪监测及劣化原因分析
　　现场EH油的运行条件较为复杂,而EH油的劣化正是与这些运行条件有着十分紧密的关系,就我省使用EH油的机组而言,其油质劣化主要与下述因素有关。
2.1　金属及密封材料对油质的影响
    在基建过程或油系统检修时,总会有部分残存物如焊渣、金属锈蚀物等难于彻底去除,焊渣及金属锈蚀物会对油的劣化反应起到催化剂的作用。EH油作为一种酯,其在催化剂(金属锈蚀物及焊渣)的作用下可部分分解为酚和羧酸,这些酸性物质的产生标志着油劣化的开始。
    现场经验还表明,EH油甚至能直接与某些金属物发生作用,如EH油可以直接侵蚀与其接触的金属铬(或镀铬)的管路系统,这种侵蚀作用又会增加油中杂质含量,促进油的劣化。
    在进行油的颗粒度测试时,我们曾多次发现油中有类似橡胶的黑色沉淀物,经目测初步断定为蓄能器的破损物。经检查发现,确有蓄能器的皮囊发生破损。
    由于EH油的溶剂效应,它会溶解与其相容性差的物质(如皮囊的破损物、不适当的密封衬垫等),这种溶解物与油相互作用势必会改变油的理化性质,促进劣化,在油质监测时表现为酸值增大,电阻率下降和起泡倾向增加。在现场都曾发现过有蓄能器的皮囊破块浮于油中的情况,某厂还曾用橡胶作密封材料,而连接管路则尽量用不锈钢材质。
    在测试颗粒度时还曾发现,油中被滤膜截留下来的某些物质在显微镜下呈现金属光泽,初步判断为金属微粒,这种极微细的金属微粒对油的劣化反应有更强的催化活性。这些微粒主要是高压油流冲刷下来的金属腐蚀物。
2.2　运行油的温度对油质的影响
    EH油具有抗燃性,但并不表示它可在高温下运行。EH油在常温下的氧化速率极慢,但在较高温度下其氧化速率会剧增。运行中一般控制温度在40～55℃,但由于设备或人为失误,过温现象总有发生。如1990年汉川电厂1号机由于电加热器误动作使EH油温达100℃以上;又如油在流经油动机附近时,由于热辐射,可使该段流过的油的温度远远超出正常运行时的温度,这种局部热点的存在可大大加快EH油的劣化速度,使EH油在短期内酸值升高很快,EH油也具有一般有机物的通性,即受热易分解。另外,在油温较高时,EH油能溶解其管路连接处的密封材料,一方面会造成油泄漏,另一方面会改变油的性质。
2.3　水分的渗入会造成EH油的水解
    EH油是一种磷酸酯,它能遇水发生水解反应生成酚和羧酸,生成的羧酸反过来可作为水解反应的催化剂。
    EH油在运行时基本上为密封状态,为防止水分渗入,在油箱顶部装有干燥剂。一般情况下,水分的来源主要是吸收空气中的潮气,如油箱盖密封不严,干燥剂失效,水分可通过油箱顶渗入,在异常情况下(如事故等)也不排除有水大量渗入。某电厂在1996年底曾发现油中有大量水分,12月3日送样测试时,水分竟高达0.29%(运行油的水分标准为小于0.1%),此时酸值已达1.036mgKOH/g,而该机组于1996年8月20日运行时取样分析,酸值为0.48mgKOH/g,水分尚未超标,此后渗水日趋严重,至1996年12月5日,油中已严重进水,油液呈深棕色咖啡状,在存放一定时间后再观察,上层有明显水层。从1996年12月5日该样的测试结果来看,已严重超标,从8月底至12月初,该油在有水存在并增加的情况下,酸值由0.48骤增至1.036mgKOH/g,这可解释为,在有机酸的存在下,水解反应得以加速,生成更多的有机酸进而又促进水解反应。
2.4　旁路再生装置的功效较差
    EH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,没有多少电厂是按《电厂抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》的要求,在机组启动的同时,开启旁路再生装置,之所以形成这种局面,主要有如下原因。
    (1)旁路再生装置对油质改进功效不大,如某厂在EH油酸值为0.14mgKOH/g时投上旁路再生装置,更换吸附剂及滤芯后,效果依然不佳(测量油的酸值时仍为0.14mgKOH/g)曾怀疑是滤芯及吸附剂受潮所致,后经干燥处理但功效并无明显改善。
    (2)再生装置一投运,颗粒度就超标。以上两点都表明,吸附剂的效果较差,且其强度不够,经油浸后易变松散,