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抗燃油运行与维护的安全监控

发布时间：2009/6/10 阅读次数：752 字体大小: 【小】【中】【大】

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抗燃油运行与维护的安全监控

电力安全技术 2005年第1期

刘芹(安徽合肥发电厂)

摘要：

随着电力工业的发展，火力发电机组的功率不断增大，汽轮机调速系统越来越多地采用抗燃油作为控制液，因此加强抗燃油安全管理是确保汽轮机调速系统安全运行的重要手段。本文从安全管理的角度出发，分析总结了合肥发电厂抗燃油日常安全管理方法，提出了一此具体的措施与建议。
关键字
电液控制系统抗燃油安全监控

合肥发电厂自2000年以来相继对两台125MW机组进行了DCS、DEH改造，汽轮机调速系统从低压油纯液调控制系统改造为数字式电液控制系统（DEH）。DEH是计算机控制技术与液压控制技术相结合的产物，由于采用了计算机控制，使得汽轮机的控制方式可以灵活切换，控制的精度大大提高，从而提升了整个机组的控制水平。

抗燃油作为DEH的控制液，与汽轮机油相比，具有耐高温、高电阻率、高氧化安定性等明显的优势。然而，由于抗燃油是一种人工合成磷酸酯抗燃液压液，具有一定的毒性与腐蚀性，且DEH要求其控制液即抗燃油必须具有较高的清洁度，因此，抗燃油在运行与维护中必须加强安全管理。

1.新抗燃油及油系统的安全管理

1.1新抗燃油的验收管理

新抗燃油必须按照有关标准方法进行验收。目前，大多数电厂采用的是进口抗燃油。对此应按照合同规定的新油标准进行验收。验收的主要项目有密度、运动粘度、凝点、闪点、自燃点、颗粒污染度、水分、酸值、氯含量、泡沫特性、电阻率等。尤为重要的是对颗粒污染度、水分、酸值的试验分析。由于抗燃油具有一定的毒性和强腐蚀性，试验人员在取样化验时尤其要注意做好安全防护措施，并熟知应急处理措施。

1.2抗燃油系统的验收管理

抗燃油系统应为独立管路系统，以免矿物油、水分等泄漏造成污染。

抗燃油系统应安装精密过滤器、磁性过滤器及旁路再生装置，便于运行中抗燃油的再生净化。

抗燃油系统的管道、接头、三通等均应采用不锈钢材料。管道转角处应尽量弯管。不得采用直角接头，弯管处应光滑、无皱纹、扭曲及压扁现旬，管道转弯前后尽可能装管夹，焊接应采用氩弧焊。弯管交汇处应采用加强型三通。密封件应采用氟化橡胶等与抗燃油相适应的橡胶，不得采用氯丁橡胶、丁晴橡胶、皮革、橡胶石棉垫。油漆应采用专用的聚酯漆。

验收时，应严格检查各部件的清洁度，去掉焊渣、污垢、型砂等杂物，验收合格后，方可安装。

1.3油箱首次充油及冲洗的安全管理

设备安装完毕后，应按照有关标准编写冲洗规程。油箱首次冲油前应对油箱进行彻底的清洁工作。清洁工作宜采用干净的白棉布，清洁工作完成后应由化学监督人员进行验收。验收合格后，方可向油箱充油。

充油工作应基于以下条件：

1)新抗燃油验收合格；

2)充油现场无灰尘、无检修工作，设置安全隔离警示标志；

3)充油现场油桶摆放整齐；

4)充油人员应熟知抗燃油的性能和安全防火措施、充油操作规程，在充油过程中应穿工作服、戴手套和口罩；

5)充油现场不得有人吸烟、饮食，应设置安全防火警示标志。

充油至油箱高位后，充油完成，启动抗燃油系统循环泵连续运行至少4小时方可进行油系统冲洗工作。

油系统冲洗应严格按冲洗规程进行操作。冲洗前应将油动机的伺服阀（或电磁阀）更换为冲洗板，开启各滤油器的进出口阀，将油动机滤油器、主油泵出口滤油器、循环泵出口滤油器中的滤芯更换为冲洗滤芯，将各油动机上所有节流孔板拆除；冲洗过程中应经常检查系统有无泄漏，油箱油位是否正常，应保证系统的每个部分均被冲洗干净，尤其应注意高压滤油器旁路阀、高压蓄能器的隔离阀和排放阀、压缩空气接口阀等；冲洗完成后应将系统各部件完全恢复，并打开再生泵吸入口阀门，使油充满油再生装置，开启再生泵，将装置中气体排出。

抗燃油系统冲洗应注意以下事项：

1)抗燃油系统冲洗完成后油质应合格；

2)由于新油不是合格油，必须经过滤处理合格后方可添加；

3)每次加油前，都应将充油管清理干净；

4)在冲洗过程中，每隔一定的时间应用木棒在管路的不同位置敲打油管路，以保证冲洗到每个部位。

2.抗燃油运行中的安全管理

抗燃油运行中的安全管理主要包括运行人员的监督与调整、油化验人员的监督与处理两个方面。抗燃油运行中，除应定期全面检测外，平时应注意有关项目的监督检测，以随时了解其运行情况，如发现问题，应迅速采取处理措施，以保证汽轮机调速系统乃至整台机组的安全运行。

2.1运行人员的监督与调整

（1）监督抗燃油的外观与颜色的变化，如外观变浑浊或颜色加深，应及时更换旁路吸附再生滤芯，或调整冷油器阀门控制油温，必要时要启动循环泵及旁路再生装置，以提高油液的清洁度、降低油温，从而保证伺服阀（或电磁阀）能够正确动作。

（2）监督油温，如油温低于20℃，应启动加热系统，使油的运动沾度降到正常值，保证系统动作正常。启动加热系统前应先启动循环泵，保证加热均匀，启动加热系统后，应密切注意油温的升高。当油温升到25℃以上时即可关闭加热系统，要严防油温升到60℃以上，过热的温度将加速抗燃油的老化变质。如油温高于45℃，应启动冷却系统，如果冷却系统的投入还不足以抑制油温的升高，可以启动循环系统，以协助降低油温。

（3）监督油箱油位，如油位过低，应通知维护人员补充已经过滤合格的同牌号抗燃油，并检查系统有无泄漏点，如有渗漏点应及时消除；如油位过高，应检查有无矿物油、水或空气漏入，如有漏点应及时消除，并启动旁路再生装置滤除油中各类杂质，以保证系统的清洁度。

（4）监督各过滤器组件的压差变化，如压差发出异常信号，说明相应的滤芯已被堵塞，应及时更换。

2.2油化验员的监督与处理

油化验人员应严格按照国标要求，对运行中抗燃油进行监督，抗燃油的指标有颜色、外观、酸值、氯含量、电阻率、闪点、水份、密度、凝点、自燃点、运动粘度、泡沫特性、颗粒污染度、矿物油含量等。对于不同指标的异常情况，应进行相应的处理。油化验员在实验结果出现超标时，应及时通知有关人员，认真分析原因，采取处理措施。

（1）对于密度、运动粘度、矿物油含量、闪点、凝点等项目的超标情况，应采取换油措施。同时应检查抗燃油系统与矿物油系统的隔绝措施是否彻底，如矿物油可能漏入抗燃油系统，应采取严格的隔绝措施。

（2）对于其他项目的超标情况，应结合运行人员监督项目的记录分析超标原因，主要检查系统密封件是否损坏、系统部件有无腐蚀、油温是否正常、冷油器是否泄漏、各过滤器组件滤芯是否失效、系统有无污染源等，并采取相应的处理措施。

（3）如果油质异常，应缩短试验周期，并取样进行全分析。

3.抗燃油维护中的安全管理

（1）抗燃油系统如果在机组运行时进行维护，必须由熟悉系统设备的技术人员负责，参加工作的人员都应该熟悉抗燃油的特性，维护工作要做好隔绝措施、危险点分析，并向运行人员交代事故预案。

（2）抗燃油系统在机组停运时，为保证机组启动运行时安全可靠，在启动前必须提前投入循环泵及旁路再生装置，取样确认颗粒污染度合格后方可投入正常运行。

（3）抗燃油系统在机组检修时进行维护，应全面检查系统的油箱、阀门、过滤器组件滤芯、冷油器、密封件，检修维护循环泵、旁路再生装置等，在检修维护中，工作责任人必须是熟悉系统设备的技术人员，参加工作的人员都应该熟悉抗燃油的特性和安全防火措施，同时应做好隔绝措施、危险点分析，检修维护现场无灰尘、无其他检修工作，不得有人吸烟、饮食，现场应设置安全隔离警示标志、安全防火警示标志。在油箱打开后，工作责任人应首先通知化学监督人员进行必要的技术检查，化学监督人员检查后应对照有关规程标准提出检查意见由维护人员在检修维护中进行落实，油箱封闭前应通知化学监督人员进行验收，验收合格后方可封闭。

4.抗燃油安全管理实例分析

4.1合肥发电厂#3机组（125MW）实例分析

合肥发电厂#3机组（125MW）自2000年底DEH改造完成后，经过运行、维护、化验人员的共同努力，抗燃油系统运行情况良好，酸值最高仅0.1mgK0H/g，最低0.012 mgK0H/g（见附表），油温基本控制在30℃（夏季40℃）左右，三年未补油。

分析其原因，主要有以下几个方面：

抗燃油系统设计合理，没有与矿物质油、水交叉污染的可能；

运行中监控到位，发现油温偏高或偏低及时调整，发现过滤器组件的压差增大（超过规程规定值）应及时更换滤芯；

化验人员监督到位，按规定进行取样分析，并对分析数据进行对比，多次在开机前发现颗粒度不合格，及时要求运行调整，直到合格后，方同意开机。

维护工作到位，维护人员每天坚持两次巡检抗燃油系统，发现缺陷及时处理，同时保证在每次机组临检、节检、大小修中对系统进行检查与维护。

附表：合肥发电厂#3机抗燃油分析数据表

样品名称

取样日期

试验日期

水分(%)

酸价（mgK0H/g）

颗粒度
(级)

标准

/

/

≤0.1

≤0.20

≤ 6

#3
机EH油
2001.2.4

2001.2.4

0.015

0.012

6

#3
机EH油
2001.6.26

2001.6.26

0.034

0.04

5

#3
机EH油
2001.9.11

2001.9.11

0.035

0.025

6

#3
机EH油
2001.12.6

2001.12.6

0.035

0.025

5

#3
机EH油
2002.1.24

2002.1.24

0.035

0.056

6

#3
机EH油
2002.7.2

2002.7.2

0.051

0.1

5

#3
机EH油
2002.9.23

2002.9.23

0.072

0.056

6

#3
机EH油
2002.12.23

2002.12.23

0.082

0.084

6

#3
机EH油
2003.2.12

2003.2.12

0.045.

0.062

6

#3
机EH油
2003.10.9

2003.10.9

0.065

0.089

6

#3
机EH油
2004.3.15

2004.2.15

0.031

0.073

6

4.2安徽省内其他机组实例简析

2001年三季度A厂#3机（300MW）抗燃油的酸值上升快，油化验人员立即将这一情况通知有关专业，并联系上级技术监督单位，经多方努力，投运自机组启动以来未曾投用的抗燃油在线净化器，油质很快得到好转，酸值最终控制在0.056mgKOH/g以下。

B厂2台600MW机组，抗燃油系统多次发现油质不合格，油温过高等现象，投运后已多次技术改造，主要存在问题是抗燃油油箱的空气滤清器维护不够，导致油酸化。

C厂2台300MW机组因经常启停，在开机前没有提前投入循环泵及旁路再生装置，抗燃油颗粒度存在超标情况。

5.结束语

抗燃油应用于汽轮机调速系统具有不可逆转的趋势，但是抗燃油系统在运行与维护中出现的问题比汽轮机油更多。为此，在安全管理方面，各专业人员尤其要注意以下几点：

1)只要可能接触抗燃油系统的人员，都应该熟知抗燃油的性能（尤其是毒性和腐蚀性），严格按各类规程进行相应工作；

2)抗燃油系统设计应合理，严格防止其他介质与抗燃油产生交叉污染而导致调速系统故障，以致于影响机组的安全运行；

3)严格控制好抗燃油的温度，一般应控制运行温度在55℃以下，个别过热点不超过120℃，夏季高温天气尤其需要注意监视与调整；

4)各过滤器及旁路再生装置应与系统同时启动，并经常检查差压并及时更换滤芯；

5)密封件选择要注意溶剂特性；

6)补油应严格按国标要求进行。

上一篇：磷酸脂抗燃油脱酸再生滤芯性能简述下一篇：300ＭＷ汽轮机油系统常见问题浅析

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样品名称	取样日期	试验日期	水分(%)	酸价（mgK0H/g）	颗粒度 (级)
标准	/	/	≤0.1	≤0.20	≤ 6
#3 机EH油	2001.2.4	2001.2.4	0.015	0.012	6
#3 机EH油	2001.6.26	2001.6.26	0.034	0.04	5
#3 机EH油	2001.9.11	2001.9.11	0.035	0.025	6
#3 机EH油	2001.12.6	2001.12.6	0.035	0.025	5
#3 机EH油	2002.1.24	2002.1.24	0.035	0.056	6
#3 机EH油	2002.7.2	2002.7.2	0.051	0.1	5
#3 机EH油	2002.9.23	2002.9.23	0.072	0.056	6
#3 机EH油	2002.12.23	2002.12.23	0.082	0.084	6
#3 机EH油	2003.2.12	2003.2.12	0.045.	0.062	6
#3 机EH油	2003.10.9	2003.10.9	0.065	0.089	6
#3 机EH油	2004.3.15	2004.2.15	0.031	0.073	6