发电厂充油设备油务管理技术规程及油质试验方法.docx

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1、发电厂充油设备油务管理技术规程目录1范围12引用标准及技术资料13试验的周期、项目与质量标准14运行中变压器维护管理导则75电厂用运行中汽轮机油维护管理导则136净油设备的使用及维护187技术管理与安全要求238变压器溶解气体分析和判断导则261范围1.1 本标准规定了以石油储分为原料，经精制后，符合抗氧剂调制而成的具有良好的绝缘性、氧化安定性和冷却性的变压器有关的技术条件,本产品按低温性能分为10、25和45三个牌号。1.2 本标准规定了充油设备油质分析的周期、项目、质量标准和试验方法。1.3 本标准适用于XX发电厂充油设备的油质分析、化验工作、从事油务监督的工人、工程技术人员及有关领导应熟

2、悉并执行本标准。1.4 本标准根据企业特点制定，如果与上级文件、行标、国标相冲突时，按照上位标准执行。2引用标准及技术资料GB253690变压器油GB/T1454293运行中变压器油维护管理导则GBl11202000LTSA汽轮机油GB/T75962000电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T1454293电厂用运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB757987电厂用油（变压器、汽轮机油）抽样方法GB/T26183石油产品闪点测定法（闭口杯法）GB/T26588石油产品运动黏度测定法和动力黏度计算法GB/T26788石油产品闪点与燃点测定法（开口杯法）Gb/T50788绝缘油介电强度测定法GB/T

3、51188石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB/T565485液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB755887运行中变压器油、汽油机油水溶性酸测定法（比色法）GB755987运行中变压器油、汽油机油酸值测定法GB7600-87运行中变压器油、汽油机油水分含量测定法（库仑法）GB/T176231998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法。3试验的周期、项目与质量标准新变压器油的验收，应按表1的规定进行表1变压器油国家标准项目质量标准试验方法牌号102545外观透明、无悬浮物和机械杂质目测密度不大于0.895GB/T1884运动黏度GB/T26540不大于1

4、31310不大于20030不大于1800倾点不高于-7-22报告GB/T3535凝点不高于-45GB/510闪点不低于140135GB/261酸值不大于0.03GB/T264腐蚀性硫酸非腐蚀性SH/T0304序表1氧化安定性SH/T0206氧化后酸性0.2氧化后沉淀0.05水溶性酸或碱无GB/T259击穿电压（间距2.5交35GB/T507货时）不小于项目质量标准试验方法介质损耗因数0.005GB/T5654界面张力4038GB/6541水份报告SH/T0207注：把产品注入100mI两桶中，在20C5C下目测，如有争议时，按GB/T511测定机械杂质含量有无以新疆和大港原油生产的变压器油测定

5、倾点和凝点时，允许用定性滤纸过虑。氧化安定性为保证项目，每年至少测定一次。击穿电压为保证项目，每年至少测定一次，在使用前必须进行过滤并重新测定。测定击穿电压允许用定性滤纸过虑。表2运行中变压器油质量标准序号项目设备电压级（kV）质量指标试验方法新设备投入运行前的油运行油1夕卜状透明无杂质或悬浮物外观目测2水溶性酸（PH值）5.424.2GB/T75983酸值mgKoHg0.030.1GB/T7598或GB/T2644闪点(闭口)2140（10号,25号油）235（45号油）与新油原始测定值相比不低于10GB/T2615水分Mg/L22011015252535GB/T7600GB/T76016界

6、面张力（2500mN/m35219GB/T65417介质损耗因数(90)3300.0100.040GB/T56548击穿电压kV662203540235235230GB/T507DL/T429.99体积电阻率(90C)m30026X10”25X10GB/T5654DL/T42110油中解气体组分含量色谱分析按表10、表11油中溶解气体含量注意值GB/T176323GB/T7252注：1)取样油温为40C-60Co2)DL/T429.9方法是采用平板电极：是采用圆球、球盖形两种形状电极。其质量指标为平板电极测定值。发现闪点下降时，应分析油中的溶解气体，以查明原因。运行中断路器油质量标准必须与表3

7、的规定相符。常规检验周期和检验项目。对于运行中变压器油要加强技术管理，建立必要的技术档案。应定期检验并根据具体情况采取预防劣油技术措施。常规检验周期和检验项目列于表3设备名称设备规范检验周期检验项目220kV设备投运前或大修后三年至少一次13.8kV及以上设备投运前或大修后必要时自行规定互感器、套管设备投运前或大1-3年后必要时自行规定注：变压器、互感器、套管等油中的“检验项目”栏内的1、2、3为表二中的项目序号。断路器油“检验项目”栏内的1、2、3为表三中的项目序号。对不易取样或补充有全密封式套管、互感器设备，根据具体情况自行规定。充油电气设备大修后充入的油，在投入运行前必须按表2规定的检验

8、项目1、2、3、5、6、8项检验；主要变压器用油还应做第7项检验。油开关发生多次跳闸后，应取样检验项目4和8。室外开关油添加降凝剂时，应增加凝点试验，其凝点规定为：a）气温不低于-5C地区，不高于-10。b）气温不低于-20地区，不高于-25CC）气温不低于-20地区，不高于-45C3.4充油设备色谱分析取样周期新安装及大修后设备的检测周期见表4设备名称检测周期变压器220投运前必须做验收试验，投后1、3天，1、2周各一次互感器及套管投运前必须做验收试验，运行一年内一次运行中设备的定期检测周期见表5设备名称电压等级检测周期变压器220及以上一月1次互感器220（带膨胀器）二年1次220（不带膨

9、胀器）一年1次套管电压220以上一年1次运行中变压器油适用于不同电气设备类型的检验周期和检验项目列于表6中设备等级分类检验项目检验周期互感220水酸闪机游水界介击器溶值点械离分面质穿性杂炭张损电酸质力耗压套管2200000一年一次电力220500000000000一年二次变压器续表6配电变00000一年一次压器I注：有些设备，制造厂有比较明确的规定，一般应按制造厂的要求进行检验。有些设备通常所带负荷比较高，则应在表5规定的试验周期基础上，增加检验次数。当运行中油经检验的项目中某些指标明显接近所控制的极限时，应增加试验次数以确保安全运行。油的某些试验项目，现场条件允许时，则可根据需要适当增加检验

10、次数。新汽轮机油的验收，应按表7的规定进行。项目质量指标试验方法优级品一极品合格品黏度等级324632463246运动黏度（409）28.535.241.4-50.628.835.241.450.628.835.241.450.6黏度指数不小于909090倾点不高于-7-7-7闪点（开口）不低于180180180180180180密度(201C),报告报告报告酸值不大于0.3中和值不大于报告报告机械杂质无无无水分无无无续表7破乳化值(4037-3)ml54,min151515151515GB7305液相锈蚀试验（合成海水）无锈GBl1143铜片试验（IooC,3h）,级不大于1GB5096注：

11、1）对中间基原油生产的汽轮机油，合格黏度指数允许不低于70；一级品黏度指数允许不低于80o2）倾点指标，根据生产使用实际，经与用户协商，可不受本标准限制。3）测起泡沫性试验时，只要泡沫未完全盖住油的表面，结果报告为“0”。运行中汽轮机油的质量标准必须与表8的规定相符。序号项目质量标准测试方法1外状透明外观目测2运动黏度(40C),r三2s与新油原始测值的偏离值W20%GB/T2563闪点（开口杯）（C与新油原始测值相比不低于15GB/T5674机械杂质无外观目测5酸值未加防锈剂的油0.2GB/T264GB/T7599加防锈剂的油0.36液相锈蚀无锈GB/T111437破乳化度,min60GB/

12、T76058水分,mg/1200外观目测注：1）一般情况下进行外观目测，必要时，按附录AlO,测定其含量。汽轮机油常规检验周期和检验项目列于表9中。设备名称检验周期试验项目水轮机每年至少一次必要时发电机每年至少一次必要时注：“检验项目”栏内的1.2.为表9中的技术指标项目序号。发现汽轮机油中混入水分（水轮机用油浑浊）时，应增加检验次数，并及时采取处理措施。设备油中气体含量的正常值和注意值。正常设备油中氢，氢气体含量见表10。组分（Ul设备名氢(H2)甲烷(CH4)乙烯(CH4)乙块(C2H2)总煌口变压器100（开放式）150（隔离式）50705150互感器150403100电容套管20080

13、3150设备油中氢、燃气体含量注意值见表11。设备气体组分含量变压器总煌150乙块50氢150互感器总免100乙块氢1(电压互感器为2)150套管总嫌乙烘氢1001500注，气体浓度达到注意值时，应进行追踪分析，查明原因，注意值不是划分设备有故障的唯一标准。影响电流互感器和电容套管的油中氢气含量的因素较多,有的含量低于表中数值,若曾加较快，应引起注意，有的只有氨气含量超过注意值，若无明显增加趋势，可判断为正常。总煌是指甲烷(Cl),乙烯(C2),乙焕(C2),的总和，可简写为C1+C2新投运设备，油中不应有乙块。上表不适于从继电器取出的气体。4运行中变压器维护管理导则4.1本导则适用于运行中大

14、型变压器，油开关等充油电气设备中使用的未加有或加有抗氧化添加剂的矿物变压器，对油质监督维护工作提供指导。4.2变压器油应具备的性能。充油电气设备的变压器油的运行可靠性，取决于油的某些基本特性参数，而这些特性参数将影响电气设备的整个运行工况，为了有效地完成其绝缘，传热以及消弧多方面的作用，变压器油必须具备以下基本特性。运行中变压器油老化因素很多，受外界影响，如温度、空气、电场、金属催化剂等作用，都会加速油品氧化，其内在因素与油品的组成有关，油由各种结构复杂的混合燃所组成，但其所占的比例不同，其性能也就有所不同。环烷烽的抗氧化性能差，容易氧化成酸和其他产物。但对抗氧化剂感受性较好，弥补了不足之处，

15、是变压器理想组分，烷燃的抗氧化性能与环烷燃差不多，但是在强电场作用下容易发生脱氢反应，产生高分子聚合物，通常称为蜡。芳烧对变压器油的氧化安定性起着重要作用，但其结构不同，对油品性能影响也各不相同，双环烷烧或多或少有抑制氧化剂能力。多环烷煌是很好的天然抗氧化剂，但氧化后容易产生沉淀，同时使油的颜色变深。变压器是连续长期运行设备，不能轻易停电检修，所以要求变压器油的应具有优越的氧化安定性能。变压器油作为电气设备绝缘介质，要具备良好的电气性能。(1)绝缘击穿电压，是检验油耐受极限电应力状况的非常重要的一定项指标；(2)介质损耗因数与电阻率对油中存在的可溶性极性杂质、老化产物以及带电胶体等的反应非常敏

16、感。在较高温度下介质损耗因数与电阻率通常有较好的相关性,介质损耗增大，电阻率降低，油品的介质损耗因数与电阻率，可以影响电气设备的绝缘性能。油品的这些性能与基础油组成和加工工艺都有关系。变压器除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求油的黏度随温度的变化愈小愈好，即黏温特性好，因此要求在寒冷地区较低温度下油的黏度变化小，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设备正常运行，避免设备出现过热等问题。4.3变压器油变坏的因素变压器设备制造采用小周期，运行中易出现热点，不仅对周围绝缘材料老化也加速油的老化。一般温度从60-70起，每增加I（TC油氧化速度约增加一倍。另外，设备的严密性不够，漏进水分，会促

17、进油的老化，选用固体绝缘材料不当，与油的相容性不好，也会促进油的老化，所以设备设计和选用绝缘材料都对油的使用寿命。变压器、电抗器等充油电气设备如在正常规定条件下运行，一般油品都应具有一定的氧化安定性，但当设备超负荷运行，或出现局部过热，油温增高时，油的老化则相应加速。当夏季环境温度比较高时，若不能及时调整通风和降温措施，将对设备内的固液体绝缘寿命带来不利的影响，最后导致缩短设备使用寿命。新油注入设备时，都要通过真空精密过滤，脱气、脱水和除去杂质。但当清洁干燥油注入设备后，油的介质损耗因数有时会增大，甚至超过运行中规定2%的最低极限值。这主要是由于污染而造成，一是由于设备加工过程环境不清洁，微小

18、颗粒附着在变压器线圈及铁芯上，注油后侵入油中，二是某些有机绝缘材料溶解油中，导致油的性能下降。运行中油的维护很重要，目前变压器大部分是全封闭，如果呼吸器内的干燥剂实效不能及时失效后，未能及时更换等，都会促使油的氧化变质。因此做好运行油的维护,不仅会延长油的寿命，同时也使设备使用期延长。4.4油质试验意义C以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反应出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。如10、25,45三种牌号系指凝点分别是-10、25,45。所以对新油的验收以及不同牌号的混用，凝点的测定是必要的。注：国外标准和国内新油

19、标准均已取消凝点而用倾点。4.5取样取样是试验的基础，正确的取样技术和样品保存对保证试验结果的准确性是相当重要的（参见附录，变压器油、汽轮机油取样方法），对于油中颗粒分析的取样另有专门的要求，取样应由有经验的人员严格按照要求进行。a）取样前需要用干净的齐边白布将盖桶外部擦净（注意不得将纤维带入油中）然后用清洁干燥的取样管取样。b）如果整批油桶到货，取样的桶数应足够代表该批油的质量，具体取样桶数参见附录变压器油、汽轮机油取样方法。C）如怀疑有污物存在，则应对每桶油逐一取样，并逐桶核对牌号标志，在过滤时应对每桶油进行外观检查。d）试验油样应是从每个桶中所取油样经均匀混合后的样品。a）应从污染最严重

20、的油罐或槽车底部取样，必要时可抽查上部油样。B）取样前应排空取样工具内的存油，不得引起污染。般应从设备底部阀门取样，特殊情况下可在不同部位取样。要求全密封取样，不能让油中溶解水分及气体逸散，也不能混入空气，操作时油中不得产生气泡。取样应在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染。a）可用具塞磨口玻璃瓶或金属小口容器；b）取样容器应先用洗涤剂清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸储水洗净，烘干冷却后盖紧瓶塞备用；C）取样容器应能满足存放的要求，无盖容器是不允许使用的，无色玻璃瓶取样后应避光保存。d）容器应足够大，以适应各试验项目所需油样量的需要。如进行全分析，取样量一般应为3L左右a）应用医用玻璃注射器，一般

21、应为50ml100ml容器b）取样前注射器应按顺序用有机溶剂（或清洁剂），自来水、蒸储水洗净，并在105下充分干燥，然后套上注射器芯，并用小胶盖住头部，保存于干燥器中备用；C）取样后，注射器头部应立即盖上小胶帽密封。注射器应装在一个专用的油样盒内。并用避光，防震、防潮。每个样品应有正确的标记，一般在取样前将印好的标签粘贴于容器上，标签至少应包括下述内容：单位名称；设备编号油的牌号取样部位取样时天气取样日期取样人签名。取完样后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。4.6新油的评定对新变压器油的验收，应严格按有关标准方法和程序进行。特别需要有经验的和技术水平较高的工作人员操作，并对全过程的微小细节

22、严加注意，以保证数据的真实性和可靠性。新油叫货时，应对接受的全部油样进行监督，以防差错或带入赃物。所有样品应进行外观检验。新油注入设备前必须用真空脱气滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分，气体和其它杂质，在处理过程中应按表12规定，随时今夕感油品的检验。新油净化后检验指标项目设备电压等级KV500220-33066IlO击穿电压kv260255245含水量L/L101515介质损耗因数90为0.20.50.5新油经真空过滤净化处理达到要求后，应从变压器下部阀门注入油箱内，使氮气排尽,最终油位达到大盖以下IOonIm以上，油的静暑时间应不小于12h,经检验油的指标符合表1规定，真空注油后，

23、应进行热油循环，热油经过二级真空脱气设备由油箱上部进入，再由油箱下部进入，再丛油箱下部返回处理装署，-一般控制净油箱出口温度为60（制造厂另外规定除外）。连续循环时间为三个循环周期。经过热油循环后，应按表13规定进行试马*o项目设备电压等级KV50220-33066IlO击穿电压,KV260250240含水量L/L101510介质损耗因数900.50.50.5新油经真空脱气，脱水处理后充入电气设备，即构成设备投运前的油，称为“通电前的油检验”。它的某些特性由于在与绝缘材料接触中溶有一些杂质而较新油有所改变,其变化程度视设备状况及与之接触的固体绝缘材料的不同而有所差异。因此，这类油品既应有别于新

24、油，也不同于运行油，控制指标按“投入运行前的油”质量指标要求。4. 7运行中变压器油的评价运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同而变化很大，除能判断设备故障的项目（如油中溶解气体色谱分析等）以外，通常不能单凭一种试验项目作为评价油质状态的依据，而应根据所测定的几种主要特性指标进行综合分析，并且随电压等级和设备种类的不同而有所区别，但评价油品质量的前提首先是考虑安全第一的方针，其次才是考虑各地具体情况和经济因素。根据实际经验，运行油可按其主要特性指标的评价，大致可分为以下几类：“运行中变压器油质量标准”中按设备类型规定的允许极限值的油品。此类油可继续运行，不需采取处理措施。第三类：油品质量

25、较差，为恢复正常特性指标必须进行再生处理，该类油通常表现为油中存在不溶或可沉析性油泥，酸值或介质损耗因数超过控制标准的极限值。此类油必须再生处理或经济合理也可更换。第四类：油品质量很差，许多指标均不符合中表的极限要求。因此，从技术角度考虑应予报废，更换新油。表14为运行中变压器油各试验项目超极限值的各种可能原因及相应措施，供分析研究时的参考。项目控制极限值超级限值可能原因采取对策外观不透明有可见杂质油中含有水分或纤维、碳黑及其它固体物检查含水量，调查原因，与其它试验配合，决定措施颜色油色太深有异常气味可能过度劣化或污染检查酸值、闪点、油泥以决定措施水分500kv20220330kv306611

26、0kv40a密封不严，潮气侵入b超温运行，导致固体绝缘老化或油质劣化较深更换呼吸器内干燥剂降低运行温度采用真空过滤处理酸值0.1a超负荷运行b抗氧化剂消耗C补错了油d油被污染调查原因，增加试验次数，投入净油器或更换吸附剂，测定抗氧化含量并适当补加水溶性酸PH4.2a油质老化b油被污染与酸值进行比较查明原因，投入净油器击穿电压500kv50330kv4566220kv3520350.02330kv0.040a油质劣化程度较深b油被污染C油中含有极性杂质检查酸值、水分、界面张力，进行再生处理或更换新油界面张力(Mnm)19a油质老化严重，油中有可b溶性或沉析性油泥析出C油质污染综合酸值、油泥的测定

27、采取对策。进行再生处理或更换新油。油泥与沉淀物有油泥和沉淀物存在（重量在0.02%以下可忽略不计）A油质深度老化b染质污染进行油处理如经济合理可换油闪点比新油标准低5C比前次试验低5-Ca设备存在局部过热或放电故障b补错了油查明原因消除故障，进行真空脱气处理或换油溶解气体组分含量见GB7525设备存在局部过热或放电故障进行追迹分析彻底检查设备，找出故障点，消除隐患，进行真空脱气处理体积电阻率报告A油质劣化程度较深b油被污染C油中含有极性杂质应查明原因对少油设备可换油4.8油处理方法a）过滤机的脱水能力取决于过滤介质的干燥程度，因此，过滤介质使用前须充分烘干。过滤含水的油时，过滤介质将会迅速地与

28、油中的含量达到平衡状态，而油中的饱和水量随温度的升高而增加，因此，在较低温度下过滤（一般低于40C15C）,将有利于脱水效果的提高。b）监督滤油机的工作状况，主要靠观察进口油压和测定滤出油的击穿电压（或含水量）,如发现过滤过程中进口油压增加较多或滤出油击穿电压值降低，须采取更换滤纸等措施。C）当过滤含较多油泥及其他污染物的油时，须增加更换滤纸的次数，必要时，可采用预滤装置（滤网）以提高过滤效率和延长滤纸的使用时间。使用真空过滤机时，应注意以下事项：a）对一套装置而言，油中水分和气体的脱除，取于真空度和油的黏度。真空度越高，水汽化温度越低，脱水效果越好。油温一般控制在60-80以下，以防油质氧化

29、或引起油中轻组分的损失。b）处理含有大量水分或固体物的油，配合使用离心式分离机或压力式过滤机以提高净化效率。C）对超高压设备用油作深度脱水脱气时，采用二级真空滤油机，滤油机真空度（残压）保持在133Pa以下。d）在过滤过程中定期测定进出口油的含气量和击穿电压（或含水量），以监督滤油机的净化效率。a）滤油机进出口管与设备连接分别接在对角线上，并在处理过程中，改变回油进入设备的位置，以避免设备内有循环不到的死角；b）循环过滤次数，视油中污染物含量和过滤机效率而定，一般不少于3次；C）将未参加循环的油，如变压器的冷却器，有载调压开关油泵，储油柜等内部的油，放出过滤后再分别返回设备内。a）避免管路系统

30、进气和跑油，以免发生事故B）在不改变油原来循环方式的原则下，合理选择过滤机油进出油管与变压器的连接方式以免影响变压器绕组散热。C）控制油的流速不能过大，以免产生流动带电引起危险。5电厂用运行中汽轮机油维护管理导则5.1主体内容与适用范围5. 2汽轮机油的性能新汽轮机油的质量应符合并应具备以下性能要求：选择适当黏度的润滑油，对于保证机组的正常润滑是一个重要因素。黏度是汽轮机油的重要物理性能指标之一。汽轮机油除了要求具有适当黏度外，还要求油的粘温特性好。因油的黏度随油温的升高而降低的，为保证机组在不同的温度下都能得到可靠的润滑，要求油的黏度随温度的变化越小越好，即油的粘温特性好，不随油温的升降而明

31、显变化。油的黏度选择是由制造厂根据汽油机系数而确定的，油的黏度选择不当，黏度过大时功率损失大，黏度过小时会引起机组震动和设备磨损等问题，使用单位需要更换油的黏度应于制造厂商讨。运行中汽轮机油处于强迫循环状态，不可避免地与大量空气接触而被氧化，另外温度、水分、金属催化剂和其他各种杂质都会加速油品氧化，同时与油品的化学组成有关。不同的烧类具有不同的氧化历程（倾向），其氧化产物也不同。但是烧类氧化初期产物大多是燃基过氧化物，而后分解为酸、醇、酮等，继续氧化则生成树脂质、沥青质等。进一步氧化则生成不溶于油的油泥，这些物质影响油品其他性能的降低。汽轮机油本身是无腐蚀性的，但在运行中不可避免地或多或少漏入

32、蒸汽或水，引起油系统产生锈蚀，严重时可引起调速系统卡涩机组振动，磨损等不良后果。解决油系统因漏水而引起锈蚀的办法，除提高设备密封性减少漏气漏水外，还要求汽轮机油具有良好的防锈性能。由于汽轮机润滑系统的油：是强迫循环式，空气激烈的搅动，油面上会产生泡沫，油中会产生气泡。泡沫和气泡的生成，使油泵油压上不去影响油的循环，破坏油膜，发生磨损，同时油压不稳；影响调节，严重时泡沫由油箱顶部外溢，威胁机组运行，所以油品必须具有抗泡沫性能。一般矿物质能溶解8%-9%（体积）空气，但是当油品通过管线、轴承、齿轮时，溶解的空气由于压力下降形成气泡，如气泡从油中释放过慢而滞留在油中带来以下几个问题：A）增加了油的可

33、压缩性，导致控制系统失灵，产生噪声和振动，严重时甚至会损坏设备B）降低泵的有效容积C）降低泵的出口压力，特别是对于离心泵D）油中溶有空气，特别在高温情况下使用，会加速油的老化变质。破乳化度是汽轮机油重要指标之一，水分存在和激烈搅拌是产生破化主要原因。运行中汽轮机油因氧化变质产生的环烷酸皂，胶体等物质都是乳化剂，使油更容易乳化,乳化后的油会影响润滑作用，严重时会引起轴承破损，机组振动及锈蚀等问题。油品如有良好的析水能力，则水会沉降到油箱的底部，及时放掉，若油品析水能力差，就会有一定量的水分留在系统中，除对添加剂起化学作用外，还会对润滑性能产生影响,故要求汽轮机油具有良好的破乳化性能和析水能力。5

34、. 3运行中汽轮机油变质因素导致运行中油品变质因素很多，其内在因素主要是油品的化学组成。基础油的石蜡燃、环烷烧和芳香烧相对比例，直接影响着油品的黏度指数，倾点等理化性能，芳烧对油品氧化安定性的影响有一定规律，这与芳煌的结构和含量有关。a）油箱用于存储系统全部用油，还起着分离油中空气，水分和个中杂质的作用，所以油箱结构设计对油品变质起着一定的作用。若油箱容量设计过小，增加油循环次数,油在油箱停留时间就会相应缩短，起不到水分的析出和乳化油的破乳化，加速油的劣化。b）油流速，油压对油品变坏都有关系。进管油中的油不但应有一定压力，而且还应维持一定的流速（约1.5ms一一2ms）o回油管中的油是没有压力

35、的，但也应保持有一定的流速（约O.5ms1.5ms）o若回流速度太小，回到油箱冲力也大，会使油箱中的油飞溅，容易形成泡沫，造成油中存留气体加速油品的变质，同时冲力造成激烈搅拌会使含水的油形成乳化。新机组投运前，润滑系统管路往往会存在焊渣，碎片沙砾等杂物，若未彻底清除干净，投运后会带来很大麻烦，严重时造成轴承磨损和调速器卡涩等问题。这些杂质还能影响油的物理化学性能降低，导致油质变坏，所以润滑系统每个部件都应预先清洗并加强防护措施，防止腐蚀和污染物的进入，在现场贮存期间要保持润滑系统内表面清洁,安装部件时要使系统开口最小，减少和避免污染，保持清洁。影响汽轮机油的使用寿命的最重要因素之一是运行温度，

36、特别在系统中一般是在轴承部位上有过热点出现时，会引起油的变质，此时应调节冷油器，控制油温。油系统检修质量的好坏，对油品的物理化学性能有直接关系。尤其是漏气漏水的机组油系统比较脏，油中会有铁锈，乳化液，沉淀物，若不能彻底清楚干净，则会降低油品的性能，有时由于检修方法不当，如用洗衣粉等清洁剂，冲洗不干净，就会造成油品被污染，检修时应尽量采用机械方法清除杂质，然后用油冲洗，循环过滤，并采用变温冲洗方式，变温范围在3070o冲洗过程应取样检验，油中杂质含量达到规定要求。在运行过程中，汽轮机油中的污染物来自两个方面：一是系统外污染物通过轴封和个中孔隙进入；二是内部产生的污染物，包括水，金属磨损颗粒及油品

37、氧化产物，这些污染物都会降低汽轮机油的润滑，抗泡沫等性能，所以汽轮机油运行中消除污染是必须进行的工作，否则不仅会加速油的变质，还会影响机组安全运行。5. 4油质试验意义5.5取样当从贮油桶或运行设备内取样时，正确的取样技术和样品保存是很重要的。对新到货或准备新购置的油品，当严格的执行取样手续，以使样品具有代表性。A）新油以桶装形式交货时，取样数目和方法应按附录的方法进行，应从污染最严重底部取样，必要时可抽查上部油样。如怀疑大部分装桶油有不均匀现象时，应重新取样；如怀疑有污物存在，则应对每桐油逐一取样，并应逐桶核对牌号，标志，在过滤时应对每桶油进行外观检查。B）对油槽车应进一步从下部阀门处进行取

38、样，以跟踪污染物的来源和寻找其他原因。A）正常的监督试验，一般情况下从冷油器中取样。B）检查油的杂质和水分时，应从油箱底部取样。C）在发现不正常情况时，需从不同的位置上取样，以跟踪污染物的来源和寻找其他原因。D）如果需要时，从管线中取样，则要求管线中的油应能自由流动而不是停滞不动，避免取到死角地方的油。取样瓶一般为500ML100OML的磨口玻璃瓶并应符合下述要求：a）取样瓶应先用洗涤剂进行充分清洗再用自来水冲洗后甩去离子水（或蒸储水）冲洗干净，放于105烘箱中干燥冷却后，盖紧瓶塞备用。b）取样瓶应能满足存放的要求。如无盖容器或无色透明玻璃容器是不适合贮存的。应用磨口具塞的茶色玻璃瓶。C）取样

39、瓶应足够大，以适应试验项目的需要，一般为100o是足够的。d）对于新油验收或进口油样，一般应取双份以上的样品，除试验所需的用量以外，还应保存放一份以上的样品，以备复核和仲裁用。标记a）单位名称b）机组编号C）汽轮机油牌号d）取样部位e）取样日期f）取样人签名取样完后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。5.6新油的评定汽轮机油的取样，检验和注入机组中循环，均应按标准方法和程序进行，特别需要有经验的和技术水平较高的工作人员进行操作，同时应对全过程的微小细节严加注意,以保证数据的真实性和可靠性。在新油交货时，应对接受的油样进行监督，以防止出现差错，或交货时带入污染物。所有的样品应在注入时进行外观检

40、验。a）当新油装入设备进行系统冲洗时，应连续循环，对系统内部各部件进行充分清洗,以除去因安装、管道除锈过程中所遗留的污染物和固体杂质。直到取样分析各项指标与新油无差异，特别是对大机组清洁度有要求的，必需经检查清洁度达到要求时，才停止油系统的连续过滤循环。b）新油注入设备，经过24h循环后，从设备中采取41油渣，供检验和保存用。试验项目外观清洁、透明、无游离水颜色符合新油标准黏度符合新油指标酸值符合新油指标闪点符合新油指标颗粒数量：符合新油指标5.7运行中汽轮机油的检验运行中汽轮机油除定期进行较全面的检测以外，平时必须注意有关的监督检测，以便随时了解汽轮机油的运行情况，如发现问题应采取相应措施，

41、保证机组运行安全。a）现场检验：现场检验包括以下性能的测定：外观：目测无可见的固体杂质水分（定性）：目测无可游离水或乳化水颜色：不是突然变的太深以上项目和运行油温、油箱油面高度均可由机组操作人员或油化人员观察，纪录。B）试验室检验表15所列各项试验的运行中超极限值可能的原因及采取措施5. 8补油和混油试验项目超极限值超极限可能原因措施概要外观乳化、不透明、有杂质油中含有水或固体物调查原因,采取机械过滤颜色迅速变深有其他污染物找出原因，必要时投入(DL429.2)老化程度深再生装置酸值mgKOH/g(GB264,7599)未加防锈剂油0.2加防锈剂油0.3a）系统运行条件苛刻b）抗氧化剂消耗C）

42、补错了油d）油被污染调查原因，增加试验次数,应进行开杯老化试验补加抗氧剂,投入油再生装置闪点（开口杯）1比新油低82比前次测试值低8有可能轻质油污染或过热找出原因，与其他试验项目结果比较,并考虑处理或换油黏度50CMM(GB265)比新油黏度相差20%A）油被污染B）油已经严重老化C）补错了油查找原因，并测定闪点，或破乳化度，必要时可换油油泥(DL429.7)可观察到油深度劣化可进行开杯老化试验，以比较试验结果,必要时可换油防锈性能(GB/T11143)轻锈a）系统中有水分b）系统维护不当（忽视放水或呈乳化状态）C）防锈剂消耗查明原因，加强系统的维护，并考虑补加防锈剂破乳化度minGB7609超过60油污染或劣化变质如果油呈乳化状态,应采取脱水措施起泡沫试验Ml(GB/T12579)报告可能被固体物污染或加措油；也可能加入防锈剂而产生的问题注意观察，并与其它试验结果相比较,如果加错油,应纠错。也可活加消泡剂。空气释放值Min(SH/T0308)报告油污染或变质注意监视,并与其他结果相比较,找出污染原因并清除颗粒度（SD313报告a）补油时带入b）系统中进入灰尘C）系统磨损颗粒鉴别颗粒性质，消除颗粒可能来源,启动精密过滤装置，净化油系统。含水量(GB7600)报告a）冷油器泄露b）轴封不严C）油