运行变压器油剩余使用寿命评估方法研究

通过对某电站新变压器油和运行变压器油在100℃、110℃和120℃下的氧化诱导期和老化过程中界面张力进行连续不断的测试,并对测试结果进行回归处理,提出了在试验室中对运行变压器油进行剩余使用寿命评估的方法,其评估模型为:N=t÷{(T-t) ÷n}.经实际应用证明,所提出的运行变压器油剩余使用寿命的评估方法评估结果与变压器油实际剩余寿命相符.     

大型汽轮发电机组油系统的污染现状及污染控制标准问题

以普查结果为基础,分析了目前国内大型发电机组油系统的颗粒污染现状、污染对机组的危害及产生污染的原因,提出了污染控制标准。     

神头一电厂7号机组汽轮机油异常劣化原因分析

通过对神头第一发电厂7号机组运行汽轮机油、补加新油和再生油油样进行红外光谱分析、T501抗氧剂含量分析及不同温度下的开口杯老化试验,发现运行汽轮机油劣化的内在因素是T501抗氧剂完全消耗和补加新油中舍有有机酯,外在因素为杌组油系统存在过热点,冷油器冷却效果不好,对此提出了改进建议.     

900 MW核发电机组抗燃油系统污染原因分析

针对大亚湾核电站2×900 MW核电机组抗燃油系统滤网频繁报警,且更换滤芯数量、频率超常的问题,对抗燃油系统进行了排查分析(1) 抗燃油的油质评估;(2) 滤芯上污染物的分析;(3) 滤芯上黑色片状物的分析;(4) 抗燃油系统局部过热点的查找.在查清抗燃油系统污染物成分、来源并采取措施后,问题得以解决.     

抗燃油产生凝胶的原因分析及处理

对某电厂1台机组抗燃油系统滤网表面出现的凝胶进行了元素、红外分析,发现凝胶并非金属盐类,其成分与抗燃油成分相同,对该机组抗燃油进行了油质分析、再生处理等一系列试验。结果表明:该机组所用抗燃油酸值和电阻率均不满足运行油标准要求,已经严重劣化变质,滤网表面的凝胶为油质劣化后形成。采用KZTZ-2抗燃油在线再生脱水装置对该油进行再生后,彻底去除了油中的凝胶,油的主要指标恢复至新油水平。     

抗燃油体积电阻率超标的原因分析及处理

分析了抗燃油电阻率超标的主要原因,并对硅藻土、离子交换树脂及强极性吸附剂再生提高抗燃油电阻率的效果进行了比较.分析表明,抗燃油劣化变质所产生的导电或极性物质是导致其电阻率超标的主要原因;实际运行中更换部分抗燃油并不能有效提高其电阻率,使用强极性吸附剂可提高劣化抗燃油的电阻率至新油水平,而硅藻土和离子交换树脂对提高抗燃油电阻率的效果不明显.     

乌海热电厂1号机组抗燃油颜色加深的原因分析及处理

对乌海热电厂1号机组所用抗燃油进行了再生前后的油质分析、不同温度下过热老化及红外光谱分析等一系列试验.结果表明:乌海热电厂运行抗燃油颜色变深的原因是油系统存在局部过热点使运行油油温过高,导致油品老化,产生可引起油品颜色变深的物质.采用KZTZ-2型抗燃油再生装置对劣化抗燃油进行在线旁路再生后,油质得到显著改善,各项主要性能指标达到新油标准要求.     

汽轮机油急剧劣化的原因分析及处理

某电厂3号机组汽轮机油仅运行3个月就严重劣化变质,为此进行了油质分析、旋转氧弹试验。结果表明,劣化的主要原因是新油抗氧化性能很差;更换新油后系统中残留的劣化产物导致新换油的破乳化度降低。对此,使用QZZ-6汽轮机油再生设备在运行中进行油处理后,彻底消除了油系统残余有机酯及油泥对油的不良影响。建议电厂在新油验收时进行旋转氧弹试验,以旋转氧弹值大于300 min标准进行验收,确保新油的抗氧化性能符合要求。     

运行汽轮机油乳化和污染问题研究

对国内多家电厂汽轮机油乳与污染的现状进行了调查，并对其原因进行了分析。认为汽轮机油的乳化主要由汽轮机轴封不严，使大量蒸汽漏入凝结所致，而油的污染则为油系统设计缺陷、安装后冲洗不彻底以及运行维护不良引起。分析后提出了相应的改进措施。     

抗燃油在线再生处理新技术

再生抗燃油有酸值、水分、电阻率和颗粒度4项指标要求，对抗燃油在线再生的效果，取决于吸附剂的性能。极性硅铝吸附剂的吸酸量是小粒硅藻土的4．6倍，用其再生后油的电阻率比用小粒硅藻土提高约6倍。采用抗燃油在线再生新技术——极性吸附再生脱水装置，可以成倍提高运行抗燃油的使用寿命。该技术在广东沙角C电厂3号机组上应用后，效果显著。