Bei der Reparatur von Hauptgasleitungen müssen die Sicherheitsregeln eingehalten werden, die in GOSTs, OSTs des Occupational Safety Standards System (OSSS) und anderen behördlichen Dokumenten festgelegt sind.

Die wichtigsten industriellen Gefahren und Gefahren in der Anlage sind wie folgt:

* Auf einem relativ schmalen Streifen im Arbeitsbereich werden gleichzeitig Arbeiten ausgeführt und Transportvorgänge durchgeführt, was zur Konzentration einer Vielzahl von Mechanismen an bestimmten Stellen und zur Bewegung des Verkehrs an sich bewegenden Personen in beengten Verhältnissen führt.

* gefährliche Arbeiten im Zusammenhang mit dem Absenken von Rohrsträngen usw. in einen Graben;

* Sättigung der Luft mit schädlichen Gasen, Benzindämpfen, staubigen Spritzern von Isoliermastix bei Isolierarbeiten;

* Möglichkeit einer Niederlage elektrischer Schock bei Schweißarbeiten;

* Arbeiten werden häufig im Dunkeln ohne ausreichende Beleuchtung des Arbeitsbereichs und der Arbeitsplätze durchgeführt.

Deshalb Baustelle Arbeitsbereiche, Arbeitsplätze, Durchgänge und Zugänge zu diesen im Dunkeln müssen entsprechend beleuchtet sein. Die Beleuchtung sollte gleichmäßig sein, ohne dass die Arbeiter durch Beleuchtungsgeräte geblendet werden. Bei Montage- und Schweißarbeiten sollten zur nächtlichen Beleuchtung von Arbeitsplätzen stationäre Lampen mit einer Spannung von 220 V verwendet werden, die in einer Höhe von mindestens 2,5 m aufgehängt sind. Die Spannung von tragbaren Lampen sollte 12 V nicht überschreiten.

Prozesse mit erhöhter Gefahr beim Bau von Rohrleitungen sind das Be- und Entladen von Rohren und Rohrabschnitten mittels Hebezeugen sowie deren Transport durch Rohrträger und Rohrträger.

Schädliche Auswirkungen von Schadstoffen auf den menschlichen Körper

In der Betriebsanlage sind die wichtigsten explosiven, gefährlichen und giftigen Stoffe: Gas, Ethylmercaptan (Geruchsstoff), Methanol.

Das in einer Betriebsanlage tätige Bedienpersonal muss die Zusammensetzung und die grundlegenden Eigenschaften von Gasen und ihren Verbindungen kennen. Aktion Schadstoffe Welche Stoffe bei der Produktion auf den menschlichen Körper angewendet werden, hängt von den toxischen Eigenschaften des Stoffes, seiner Konzentration und der Dauer der Einwirkung ab. Berufsbedingte Vergiftungen und Erkrankungen sind nur dann möglich, wenn die Konzentration eines giftigen Stoffes in der Luft am Arbeitsplatz einen bestimmten Grenzwert überschreitet.

Tabelle 6 – Informationen zu gefährlichen Stoffen in den Anlagen von Gazprom Transgaz Tchaikovsky LLC

Erdgas ist eine farblose Mischung aus leichten Erdgasen, leichter als Luft und ohne wahrnehmbaren Geruch (zur Geruchsbildung wird ein Geruchsstoff hinzugefügt). Explosionsgrenzen 5,0...15,0 Vol.-%. MPC in der Luft Produktionsgelände 0,7 Vol.-%, bezogen auf Kohlenwasserstoffe 300 mg/m 3. Selbstentzündungstemperatur 650°C.

Bei hohen Konzentrationen (mehr als 10 %) wirkt es erstickend, da es zu Sauerstoffmangel kommt; bei Erhöhung der Gaskonzentration (Methan) auf einen Wert von mindestens 12 % wird es ohne spürbare Wirkung vertragen, bis bis zu 14 % führen zu einer leichten physiologischen Störung, bis zu 16 % verursachen schwere physiologische Auswirkungen, bis zu 20 % – bereits tödliche Erstickung.

Ethylmercaptan (Geruchsstoff) – wird verwendet, um durch die Hauptgasleitung transportierten Gasen einen Geruch zu verleihen; selbst in geringen Konzentrationen verursachen sie Kopfschmerzen und Übelkeit, und in hohen Konzentrationen wirken sie auf den Körper wie Schwefelwasserstoff; in erheblichen Konzentrationen ist es giftig. Beeinflusst das Zentralnervensystem und führt zu Krämpfen, Lähmungen und zum Tod. Die maximal zulässige Konzentration von Ethylmercaptan in der Luft des Arbeitsbereichs beträgt 1 mg/m 3.

Der Duftstoff verdunstet und verbrennt leicht. Eine Vergiftung ist durch Einatmen von Dämpfen oder Aufnahme über die Haut möglich. In seiner Toxizität ähnelt es Schwefelwasserstoff.

Die Konzentration an Ethylmercaptandampf beträgt 0,3 mg/m 3 und ist der Grenzwert. Ethylmercaptandampf bildet in einer bestimmten Mischung mit Luft ein explosionsfähiges Gemisch. Explosionsgrenzen 2,8 - 18,2 %.

Methan in seiner reinen Form ist nicht giftig, aber wenn sein Gehalt in der Luft 20 % oder mehr beträgt, kommt es zu Erstickung, Bewusstlosigkeit und Tod. Gesättigte Kohlenwasserstoffe weisen mit zunehmendem Molekulargewicht toxischere Eigenschaften auf. So verursacht Propan nach einem zweiminütigen Aufenthalt in einer Atmosphäre mit 10 % Propan Schwindelgefühle. MPC (maximal zulässige Konzentration) beträgt 300 mg/m3.

Ethylmercaptan interagiert mit Eisen und seinen Oxiden und bildet Eisenmerantide (pyrophore Verbindungen), die zur Selbstentzündung neigen.

Bereitstellen sichere Bedingungen zur Ausführung verschiedene Arten Bau- und Installationsarbeiten sowie die Vermeidung von Verletzungen erfordern, dass Arbeiter sowie Ingenieure und technisches Personal die grundlegenden Sicherheitsregeln genau kennen und befolgen.

In diesem Zusammenhang werden Arbeiter sowie Ingenieure und technisches Personal, die am Bau oder der Reparatur von Rohrleitungen beteiligt sind, in ihren Fach- und Sicherheitsvorschriften geschult. Der Wissenstest wird mit entsprechenden Dokumenten gemäß den aktuellen Branchenvorschriften zum Verfahren zur Prüfung des Wissens über Regeln, Vorschriften und Anweisungen zum Arbeitsschutz formalisiert.

Vor Beginn der Arbeiten zur Reparatur von Gasleitungen ist die Organisation, die die Gasleitung betreibt, verpflichtet:

* eine schriftliche Genehmigung zur Durchführung von Reparaturarbeiten an der Gasleitung erteilen;

* Reinigen Sie den Hohlraum der Gasleitung von Kondensat und Ablagerungen.

* Gaslecks identifizieren und markieren;

* Trennen Sie die Gasleitung von der bestehenden Hauptleitung.

* Standorte von Gasleitungen in einer Tiefe von weniger als 40 cm identifizieren und markieren;

* Bereitstellung der Kommunikation zwischen Reparatur- und Baubereichen mit dem Kontrollraum, der nächstgelegenen Kompressorstation, dem nächstgelegenen Haus des Installateurs und anderen notwendigen Punkten;

* Bereitstellung technischer und Brandschutz bei Reparaturarbeiten.

Nach der Abschaltung und Druckentlastung der Gasleitung werden Planier- und Abisolierarbeiten durchgeführt.

Das Öffnen der Gasleitung erfolgt mit einem Abraumbagger unter Einhaltung folgender Sicherheitsbedingungen:

* Die Öffnung der Gasleitung muss 15-20 cm unterhalb der unteren Mantellinie erfolgen, was das Anheben der Leitung aus dem Graben erleichtert;

* Es ist verboten, andere Arbeiten auszuführen und Personen im Arbeitsbereich des Arbeitskörpers eines Abraumbaggers zu halten.

Der Standort von Mechanismen und anderen Maschinen in der Nähe des Grabens sollte hinter dem Prisma des Bodenkollapses liegen.

Heißarbeiten an der Gasleitung sind den Anforderungen entsprechend durchzuführen Standardanweisungenüber die sichere Durchführung von Heißarbeiten in Gasanlagen des Ministeriums für Gasindustrie der UdSSR, 1988.

Elektroschweißer, die die bestanden haben etablierte Zertifizierung und über die entsprechenden Zertifikate verfügen. Achten Sie beim Arbeiten mit einer Reinigungsmaschine darauf, dass ein Schaum- oder Kohlendioxid-Feuerlöscher darauf installiert ist.

Turbinenöle sind Schmieröle mit einem breiten Anwendungsspektrum – neben der Verwendung als Schmiermittel für Lager und Getriebe in Dampf- und Wasserturbinen, als Arbeitsöl für Bremssysteme werden sie auch in Kompressoren, Lüftern und anderen Mechanismen eingesetzt . Typischerweise bestehen Turbinenöle aus hochraffinierten paraffinischen Grundölen, denen verschiedene Kombinationen von Additiven zugesetzt werden, um den Ölen die erforderlichen Leistungseigenschaften zu verleihen.

Es gibt zwei Arten von Turbinenölen – mit Additiven und ohne Additive, klassifiziert durch das japanische Industriestandardsystem gemäß der Norm K 2213.

9-1 Notwendige Eigenschaften, die Turbinenöle haben müssen

Turbinenöle haben einen ziemlich breiten Zweck und da sie unter verschiedenen Bedingungen als Schmiermittel für Lager, Getriebe, Kompressoren und andere Mechanismen dienen müssen, unterliegen sie den folgenden Anforderungen:

(1) Sie müssen über einen Viskositätsgrad verfügen, der den Betriebstemperaturbedingungen entspricht (geeignet ist).

(2) Besitzen antioxidative Eigenschaften und thermische Oxidationsstabilität

(3) Hohe Korrosionsschutzeigenschaften aufweisen

(4) Haben eine hohe Demulgierfähigkeit und bieten eine gute Fähigkeit zur Wasserabtrennung

(5) Besitzen hohe Verschleißschutzeigenschaften

(6) Besitzen hohe Antischaumeigenschaften.

1. 
   Viskositätsklasse

1. 
   Stabilität gegenüber thermischer Oxidation und antioxidative Eigenschaften

1. 
   Korrosionsschutzeigenschaften

1. 
   Demulgierfähigkeit

Typischerweise haben hochraffinierte Grundöle gute Demulgiereigenschaften, aber bei Zugabe eines Korrosionsschutzadditivs wird die Demulgierfähigkeit verringert, daher ist es sehr wichtig, das richtige Gleichgewicht beizubehalten.

1. 
   Anti-Verschleiß-Eigenschaften

1. 
   Antischaumeigenschaften

Luftschaum, der zur Öloxidation führt, schadet auch dem Schmierprozess und führt zu übermäßigem Ölverlust aus dem Öltank. Daher ist es wichtig und notwendig, dass das Öl schaumhemmende Eigenschaften hat. Und normalerweise wird als solcher Zusatz ein Schaumdämpfer aus Silikon zugesetzt, der den entstehenden Schaum schnell löscht.

1. 
   Turbinenschmierung

1. 
   Lagerschmierung

Da Turbinen über einen langen Zeitraum betrieben werden, erhöht dieser Faktor die Öloxidation.

1. 
   Getriebeschmierung

Auf Schiffen werden überwiegend Turbinen eingesetzt, die mit Getrieben mit Zahnrädern ausgestattet sind; das gleiche Turbinenöl mit Zusätzen wird zur Schmierung der Hauptlager (Antriebslager) der Turbine, des Getriebes, der Lager, der Außenringe der Lager und der Zahnräder verwendet.

Aufgrund der Tatsache, dass mit zunehmender Leistung von Schiffsturbinen und abnehmender Größe die Belastung des Getriebes zunahm und recht hoch wurde, wurde es notwendig, Turbinenölen zusätzlich ein „Extrembelastungs“-Additiv zuzusetzen, und Öle mit solchen Additiven sind es auch bezeichnet als „Turbinenöl für extreme Belastungen“. Belastungen“ (EXTREMER DRUCK)

1. 
   Turbinengeschwindigkeitsregler

1. 
   Verschlechterung der Parameter des Turbinenöls (Ölzersetzung) und Standards für seinen Ersatz

Daher erfolgt der Prozess der Ölzersetzung schrittweise und schrittweise. Dieser Vorgang äußert sich durch einen Farbumschlag von Rot nach Rotbraun und dann nach Schwarz sowie durch das Auftreten eines störenden Geruchs. In diesem Stadium steigt die Säurezahl, es bildet sich Schlamm und die schaumhemmenden, korrosionshemmenden und demulgierenden Eigenschaften nehmen ab.

Denn bis zu einem gewissen Grad ist es möglich, den Prozess der Ölzersetzung zu kontrollieren, indem man darauf achtet. Um den Zustand des Schmiersystems im normalen Turbinenbetriebsmodus zu überprüfen, sind im Folgenden einige Punkte aufgeführt, die bei der regelmäßigen Überprüfung des Zustands des Schmiersystems beachtet werden müssen.

1. 
   Ölkühler

1. 
   Das Vorhandensein von Fremdstoffen im Schmiersystem.

Vor dem Einfüllen von Öl ist es notwendig, Fremdstoffe durch Spülen oder Spülen zu entfernen, außerdem ist es wichtig, Maßnahmen zum Schutz vor dem Eindringen von Fremdstoffen von außen durch das Lüftungssystem zu treffen.

Natürlich lässt sich das Eindringen von Fremdstoffen in das Schmiersystem nicht vollständig vermeiden, daher ist es wichtig, regelmäßig Testproben aus dem Schmiersystem zu entfernen bzw. Filter und Waschanlagen regelmäßig zu warten Reinigen Sie das System.

1. 
   Belüftung

1. 
   Technische Faktoren

Wenn beispielsweise Luft in den internen Pumpteil des Systems eindringt, beginnt das Öl zu schäumen; sind die Dichtungen nicht dicht, kommt es zu einer Verbindung mit Wasser und Dampf; wenn die Ölleitung mit Bereichen mit hohen Temperaturen in Kontakt kommt, dann Die Temperatur des Öls steigt, wenn die Enden der Rohre, durch die es zurückfließt. Wenn sich das Öl oberhalb des Ölspiegels befindet, wird Luft beigemischt, und jeder dieser Faktoren beschleunigt die Verschlechterung der Leistungsparameter von Turbinenölen, daher muss ausreichend Aufmerksamkeit geschenkt werden Auf die Lage der Rohrleitung und die Konstruktion der Turbine muss geachtet werden.

1. 
   Zeitpunkt für den Austausch von Turbinenölen

Ökologie/4. Industrieökologie und Arbeitsmedizin

Ermolaeva N.V., Doktor der technischen Wissenschaften Golubkov Yu.V., Aspirant Aung Khaing Pyu

Staat Moskau Technische Universität„Stankin“

Minimierung der Auswirkungen ölbasierter Schneidflüssigkeiten auf die menschliche Gesundheit

Die mit der Umweltverschmutzung einhergehende Bedrohung der Gesundheit und des Wohlbefindens der Menschen ist derzeit eines der drängendsten Probleme. Nach Angaben der Weltgesundheitsorganisation ist Umweltverschmutzung für etwa 25 % aller Krankheiten weltweit verantwortlich, wobei Kinder für mehr als 60 % der durch diese Ursache verursachten Krankheiten verantwortlich sind.

Schmier- und Kühltechnologiehilfsmittel (LCTS), von denen die überwiegende Mehrheit Schneidflüssigkeiten (LCF) sind, sind ein integraler Bestandteil der technologischen Prozesse moderner metallverarbeitender Industrien. Es gibt eine Reihe von Anforderungen an ölbasierte Kühlmittel. Insbesondere sollten sie keine ausgeprägte biologische Wirkung auf die Haut und Atmungsorgane des Arbeitnehmers haben, eine minimale Reizwirkung bei Einwirkung auf Schleimhäute haben, eine geringe Fähigkeit zur Ölnebelbildung aufweisen und kein 3,4-Benzpyren enthalten einige andere gefährliche Stoffe.

Der wichtigste Gesundheitsrisikofaktor für Arbeitnehmer, die mit ölbasierten Schneidflüssigkeiten arbeiten, ist der Eintritt von Aerosolen aus Öl, Formaldehyd, Acrolein und anderen Produkten der thermisch-oxidativen Zerstörung in die Atemwege. Es wurde festgestellt, dass selbst bei Einhaltung der maximal zulässigen Konzentrationen im Arbeitsbereich für Acrolein, Benzol, Formaldehyd, 3,4-Benzpyren, Acetaldehyd das individuelle lebenslange krebserregende Risiko bei zwanzigjähriger Produktionserfahrung 9* erreichen kann. 10 -3 und mit dreißigjähriger Erfahrung – 1,3* 10 -2 , was deutlich höher als akzeptabel ist (1* 10 -3 ) für Berufsgruppen. Auch wenn es für fast alle Bestandteile von Kühlschmierstoffen und deren thermisch-oxidativen Zerstörungsprodukten zulässige Höchstkonzentrationen gibt, können Kühlschmierstoffe als komplexe Gemische gesundheitsschädliche Auswirkungen haben. Da es schwierig ist, diesen Effekt auf der Grundlage theoretischer Analysen zuverlässig vorherzusagen, ist ein zwingender Schritt zur Bestimmung des Gefährlichkeitsgrads von Kühlschmierstoffen deren toxikologische Bewertung, die bestimmtLD 50 , L.C. 50 , Fähigkeit zur Reizung von Haut und Schleimhäuten, sensibilisierende und mutagene Eigenschaften, Gefahrenklasse.

Am häufigsten werden Ölkühlmittel auf industrieller Basis hergestelltNeue Öle. Deshalb pEs ist von großem Interesse, die molekulare Zusammensetzung von Industrieölen zu bestimmen, um einzelne Verbindungen – potenzielle Umweltschadstoffe – zu identifizieren. Solche Daten sind für die Entwicklung und Annahme von Maßnahmen zur Umsetzung aktiver Methoden zum Schutz von Personal und Umwelt vor schädlichen Bestandteilen von Ölkühlmitteln erforderlich.

In dieser Arbeit haben wir die chromatographische Massenspektrometriemethode verwendet, um die molekulare Zusammensetzung einiger Marken von Ölkühlmitteln (MR-3, MR-3K, SP-4) und Industrieöl (I-40A) zu untersuchen. Als Ergebnis der Studien wurde festgestellt, dass die schädlichsten Substanzen im MP-3-Kühlmittel für Mensch und Umwelt Benzolhomologe sind – Ethylbenzol und m-Xylol, die in Mengen von 2,4 bis 3,3 ng/g vorhanden sind. Es wurde auch festgestellt, dass polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe im Kühlmittel der Marke MP-3K enthalten sind: 3-Methylphenanthren, 9- und 2-Methylanthracen in Mengen von 6,0 bis 21,2 ng/g. Es wurde gezeigt, dass die schädlichsten Substanzen in SP- Markenkühlmittel 4 sind halogenhaltige organische Verbindungen, die in Mengen von 0,3 bis 1,0 μg/g enthalten sind.

Fast alle organischen Stoffe sind umweltgefährdend. Die stärksten Karzinogene in Erdölen sind aromatische Kohlenwasserstoffe (MPC 0,01...100 mg/m³), Olefine (1...10 mg/m³) sowie Schwefel-, Stickstoff- und Sauerstoffverbindungen. Derzeit ist es schwierig, die Substanzen zu identifizieren, die für die Umwelt am schädlichsten sind, da viele von ihnen, darunter auch Alkylphenole, eine ähnliche Struktur wie Sexualhormone haben und die reproduktive Gesundheit der Menschen beeinträchtigen und eine Zunahme von Krebserkrankungen verursachen. So wurde beispielsweise zufällig die krebserregende Wirkung von Nonylphenol entdeckt, das die Entwicklung von Krebszellen beschleunigt.

Eines der Prinzipien des Wissenschafts- und Bildungskomplexes „Umwelttechnik, Arbeits- und Lebenssicherheit“ der MSTU „Stankin“ ist die Priorität, die Auswirkungen auf die Umwelt und den Menschen zu minimieren, bevor diese Auswirkungen bewältigt werden. Die Umsetzung dieses Prinzips liegt in der Tatsache, dass es notwendig ist, die Auswirkungen auf die Umwelt und den Menschen direkt an der Quelle zu reduzieren und nicht anschließend Maßnahmen zur Bewältigung dieser Auswirkungen durch den Bau von Behandlungsanlagen verschiedener Art, Abfallentsorgung usw. zu ergreifen Neutralisierung usw.

Lassen Sie uns mögliche Methoden zur Reinigung von Industrieöl I-40A und den genannten Ölkühlmitteln von schädlichen Bestandteilen auflisten. Hydrotreating– die effektivste Methode zur Entfernung von Schwefelverbindungen aller Art aus Erdölprodukten. Adsorption an natürlichen Tonen und anderen Adsorptionsmitteln - universelle Reinigungsmethode. Diese Arbeiten sollten unserer Meinung nach beim Kühlmittelhersteller durchgeführt werden.

Literatur:

1. Onishchenko G.G., Zaitseva N.V., Ulanova T.S. Kontrolle des Gehalts an chemischen Verbindungen und Elementen in biologischen Medien: Leitfaden. – Perm: Buchformat, 2011. – 520 S.

2. Schmier- und Kühltechnologien und ihre Verwendung beim Schneiden: Verzeichnis / Unter dem Allgemeinen. Hrsg. L.V. Khudobina. - M.: Maschinenbau, 2006. - 544 S.

3. Maistrenko V. N., Klyuev N. A. Ökologisches und analytisches Monitoring persistenter organischer Schadstoffe. – M.: BINOM. Wissenslabor, 2004. – 323 S.

Turbinenöl ist ein hochwertiges Destillatöl, das bei der Destillation von Erdöl gewonnen wird. Das Schmier- und Steuerungssystem verwendet Turbinenöle (GOST 32-53) der folgenden Marken: Turbine 22p (Turbine mit VTI-1-Additiv), Turbine 22 (Turbine L), Turbine 30 (Turbine UT), Turbine 46 (Turbine T) und Turbine 57 (Turbo - Getriebe). Die ersten vier Ölsorten sind Destillatprodukte, letztere werden durch Mischen von Turbinenöl mit Flugöl gewonnen.

Neben Ölen, die nach GOST 32-53 hergestellt werden, werden häufig auch Turbinenöle verwendet, die nach den Interrepublikanischen Technischen Spezifikationen (MRTU) hergestellt werden. Dabei handelt es sich in erster Linie um schwefelhaltige Öle mit verschiedenen Zusätzen, aber auch um schwefelarme Öle aus dem Fergana-Werk.

Derzeit wird die digitale Kennzeichnung von Ölen verwendet: Die Zahl, die die Ölsorte kennzeichnet, stellt die kinematische Viskosität dieses Öls bei einer Temperatur von 50 °C dar, ausgedrückt in Centi-Stokes. Der Index „p“ bedeutet, dass das Öl mit einem antioxidativen Zusatz verwendet wird.

Die Ölkosten hängen direkt von der Marke ab und je höher die Viskosität. Öl, desto billiger ist es. Jede Ölsorte muss ausschließlich für den vorgesehenen Zweck verwendet werden und ein Austausch durch eine andere ist nicht zulässig. Dies gilt insbesondere für die Hauptenergieausrüstung von Kraftwerken.

Anwendungsbereiche sind unterschiedlich. Öle sind wie folgt definiert.

Turbinenöl 22 und 22p wird für Lager und Steuerungssysteme kleiner, mittlerer und großer Turbogeneratoren verwendet. Leistung bei einer Rotordrehzahl von 3000 U/min. Turbinenöl 22 wird auch für Gleitlager von Kreiselpumpen mit Umlauf- und Ringschmiersystemen verwendet. Die Turbine 30 wird für Turbogeneratoren mit einer Rotordrehzahl von 1500 U/min und für Schiffsturbinenanlagen eingesetzt. Für Aggregate mit Getriebe werden die Turbinenöle 46 und 57 verwendet. zwischen Turbine und Antrieb.

Physikalisch-chemische Eigenschaften von Turbinenölen. sind in der Tabelle angegeben. 5-2.

Turbinenöl muss den Standards von GOST 32-53 (Tabelle 5-2) entsprechen und in seinen Eigenschaften sehr stabil sein. Von den Haupteigenschaften des Öls, die seine Leistungseigenschaften charakterisieren, sind die folgenden die wichtigsten:

Viskosität. Die Viskosität bzw. der innere Reibungskoeffizient charakterisiert die Reibungsverluste in der Ölschicht. Die Viskosität ist das wichtigste Merkmal von Turbinenöl, nach dem es gekennzeichnet wird.

Der Viskositätswert bestimmt betriebsrelevante Werte wie den Wärmeübergangskoeffizienten vom Öl zur Wand, Leistungsverluste durch Reibung in Lagern sowie den Ölfluss durch Ölleitungen, Spulen und Dosierscheiben.

Die Viskosität kann in Einheiten der dynamischen, kinematischen und bedingten Viskosität ausgedrückt werden.

Die dynamische Viskosität oder der innere Reibungskoeffizient ist ein Wert, der dem Verhältnis der inneren Reibungskraft entspricht, die auf die Oberfläche einer Flüssigkeitsschicht mit einem Geschwindigkeitsgradienten gleich Eins zur Fläche dieser Schicht wirkt.

Wobei Di/DI der Geschwindigkeitsgradient ist; AS ist die Oberfläche der Schicht, auf die die innere Reibungskraft wirkt.

Im CGS-System ist die Einheit der dynamischen Viskosität die Poise. Poise-Dimension: dn-s/cm2 nli g/(cm-s). In technischen Systemeinheiten hat die dynamische Viskosität die Dimension kgf-s/m2.

Zwischen der dynamischen Viskosität, ausgedrückt im GHS-System, und der technischen Viskosität besteht folgender Zusammenhang:

1 Poise = 0,0102 kgf-s/m2.

Im SI-System wird die Einheit der dynamischen Viskosität mit 1 N·s/img oder 1 Pa·s angenommen.

Die Beziehung zwischen alten und neuen Viskositätseinheiten ist wie folgt:

1 Poise = 0,1 N·s/mg = 0,1 Pa-s;

1 kgf s/m2 = 9,80665 N s/m2 = 9,80665 Pa-s.

Die kinematische Viskosität ist ein Wert, der dem Verhältnis der dynamischen Viskosität einer Flüssigkeit zu ihrer Dichte entspricht.

Die Einheit der kinematischen Viskosität im CGS-System ist Stoks. Stokes-Dimension – cm2/s. Ein Hundertstel Stokes wird Centistokes genannt. Im technischen und SI-System hat die kinematische Viskosität die Dimension m2/s.

Die bedingte Viskosität oder Viskosität in Grad Engler ist definiert als das Verhältnis der Zeit, in der 200 ml der Testflüssigkeit aus einem VU- oder Engler-Viskosimeter bei der Testtemperatur fließen, zur Zeit, in der die gleiche Menge destilliertes Wasser fließt eine Temperatur von 20°C. Die Größe dieses Verhältnisses wird als Anzahl der konventionellen Grade ausgedrückt.

Wenn zur Ölprüfung ein Viskosimeter vom Typ VU verwendet wird, wird die Viskosität in konventionellen Einheiten ausgedrückt; bei Verwendung eines Engler-Viskosimeters wird die Viskosität in Engler-Grad ausgedrückt. Zur Charakterisierung der Viskositätseigenschaften von Turbinenöl werden sowohl Einheiten der kinematischen Viskosität als auch Einheiten der bedingten Viskosität (Engler) verwendet. Um Grade der bedingten Viskosität (Engler) in kinematisch umzurechnen, können Sie die Formel verwenden

V/=0,073193< - -, (5-2)

Dabei ist Vf die kinematische Viskosität in Centi-Stokes bei einer Temperatur t. 3t ist die Viskosität in Grad Engler bei einer Temperatur t. E ist die Viskosität in Grad Engler bei 20 °C.

Die Ölviskosität hängt sehr stark von der Temperatur ab (Abb. 5-ii3), und diese Abhängigkeit ist stärker ausgeprägt

Rns. 5-13. Abhängigkeit der Turbinenölviskosität von der Temperatur.

22, 30, 46 – Ölsorten.

Ausgedrückt in Schwerölen. Das heißt, um die Viskositätseigenschaften des Turbinenöls aufrechtzuerhalten, ist es notwendig, es in einem relativ engen Temperaturbereich zu betreiben. Die technischen Betriebsvorschriften legen diesen Bereich auf 35–70 °C fest. Der Betrieb von Turboaggregaten bei niedrigeren oder höheren Öltemperaturen ist nicht zulässig.

Experimente haben gezeigt, dass die spezifische Belastung, der ein Gleitlager standhalten kann, mit zunehmender Ölviskosität schmilzt. Mit steigender Temperatur sinkt die Viskosität des Fettes und damit auch die Belastbarkeit des Lagers, was letztendlich dazu führen kann, dass die Schmierschicht nicht mehr funktioniert und die Babbitt-Füllung des Lagers schmilzt. Darüber hinaus oxidiert das Öl bei hohen Temperaturen und altert schneller. Bei niedrigen Temperaturen verringert sich aufgrund der Viskositätserhöhung der Ölverbrauch durch die Dosierscheiben der Ölleitungen. Unter solchen Bedingungen wird die dem Lager zugeführte Ölmenge reduziert und das Lager arbeitet mit erhöhter Ölerwärmung.

Mit der Formel lässt sich die Abhängigkeit der Viskosität vom Druck genauer berechnen

Wobei v, – kinematische Viskosität bei Druck p Vo – kinematische Viskosität bei Atmosphärendruck; p – Druck, kgf/cm2; a ist eine Konstante, deren Wert für Mineralöle 1,002-1,004 beträgt.

Wie aus der Tabelle ersichtlich ist, ist die Abhängigkeit der Viskosität vom Druck weniger ausgeprägt als die Abhängigkeit der Viskosität von der Temperatur, und wenn sich der Druck um mehrere Atmosphären ändert, kann diese Abhängigkeit vernachlässigt werden.

Die Säurezahl ist ein Indikator für den Säuregehalt im Öl. Die Säurezahl ist die Anzahl Milligramm Kaliumhydroxid, die erforderlich ist, um 1 g Öl zu neutralisieren.

Schmieröle mineralischen Ursprungs enthalten hauptsächlich Naphthensäuren. Naphthensäuren verursachen trotz ihrer milden sauren Eigenschaften bei Kontakt mit Metallen, insbesondere Nichteisenmetallen, deren Korrosion und bilden Metallseifen, die ausfallen können. Die korrosive Wirkung von Ölen, die organische Säuren enthalten, hängt von deren Konzentration und Molekulargewicht ab: Je niedriger das Molekulargewicht organischer Säuren, desto aggressiver sind sie. Dies gilt auch für Säuren anorganischen Ursprungs.

Die Stabilität eines Öls kennzeichnet die Erhaltung seiner Grundeigenschaften im Langzeitbetrieb.

Zur Bestimmung der Stabilität wird das Öl einer künstlichen Alterung durch Erhitzen unter gleichzeitigem Einblasen von Luft unterzogen und anschließend der Sedimentanteil, die Säurezahl und der Gehalt an wasserlöslichen Säuren bestimmt. Die Verschlechterung der Qualität von künstlich gealtertem Öl sollte die in der Tabelle angegebenen Standards nicht überschreiten. 5-2.

Der Aschegehalt von Öl ist die Menge an anorganischen Verunreinigungen, die nach dem Verbrennen einer Ölprobe in einem Tiegel zurückbleibt, ausgedrückt als Prozentsatz des zur Verbrennung entnommenen Öls. Der Aschegehalt von reinem Öl sollte minimal sein. Ein hoher Aschegehalt weist auf eine schlechte Ölreinigung hin, d. h. auf das Vorhandensein verschiedener Salze und mechanischer Verunreinigungen im Öl. Der erhöhte Salzgehalt macht das Öl weniger resistent gegen Oxidation. In Ölen, die antioxidative Zusätze enthalten, ist ein erhöhter Aschegehalt zulässig.

Die Demulgierungsrate ist das wichtigste Leistungsmerkmal von Turbinenöl.

Die Demulgierungsgeschwindigkeit bezieht sich auf die Zeit in. Minuten, in denen die beim Durchleiten von Dampf durch das Öl unter Testbedingungen gebildete Emulsion vollständig zerstört wird.

Frisches und gut raffiniertes Öl lässt sich nicht gut mit Wasser mischen. Wasser trennt sich schnell von diesem Öl und setzt sich am Boden des Tanks ab, auch wenn das Öl nur kurze Zeit darin verbleibt. Bei schlechter Ölqualität trennt sich das Wasser im Öltank nicht vollständig, sondern bildet mit dem Öl eine recht stabile Emulsion, die weiterhin im Ölsystem zirkuliert. Das Vorhandensein einer Wasser-Öl-Emulsion im Öl verändert die Viskosität. Öl und all seine grundlegenden Eigenschaften verursachen Korrosion an Elementen des Ölsystems und führen zur Bildung von Schlamm. Die Schmiereigenschaften des Öls verschlechtern sich stark, was zu Schäden an den Lagern führen kann. Der Alterungsprozess von Öl wird in Gegenwart von Emulsionen noch beschleunigt.

Die günstigsten Bedingungen für die Bildung von Emulsionen werden in den Ölsystemen von Dampfturbinen, also Turbinenölen, geschaffen. Es bestehen Anforderungen an eine hohe Demulgierfähigkeit, d. h. die Fähigkeit des Öls, sich schnell und vollständig vom Wasser zu trennen.

Der Flammpunkt eines Öls ist die Temperatur, auf die das Öl erhitzt werden muss, damit seine Dämpfe mit Luft ein Gemisch bilden, das sich entzünden kann, wenn eine offene Flamme darauf gebracht wird. (

Der Flammpunkt charakterisiert das Vorhandensein leichtflüchtiger Kohlenwasserstoffe im Öl und die Verdampfung des Öls beim Erhitzen. Der Flammpunkt hängt von der Art und der chemischen Zusammensetzung des Öls ab und mit zunehmender Viskosität des Öls steigt normalerweise auch der Flammpunkt.

Während des Turbinenölbetriebs sinkt sein Flammpunkt. Dies ist auf die Verdunstung zurückzuführen. niedrigsiedende Fraktionen und Ölzersetzungsphänomene. Ein starker Abfall des Flammpunkts weist auf eine intensive Zersetzung des Öls durch lokale Überhitzung hin. Der Flammpunkt bestimmt auch die Brandgefahr des Öls, ein charakteristischerer Wert in dieser Hinsicht ist jedoch die Selbstentzündungstemperatur des Öls.

Die Selbstentzündungstemperatur eines Öls ist die Temperatur, bei der sich das Öl entzündet, ohne dass eine offene Flamme darauf trifft. Diese Temperatur liegt bei Turbinenölen etwa beim Doppelten des Flammpunkts und hängt weitgehend von den gleichen Eigenschaften wie der Flammpunkt ab.

Mechanische Verunreinigungen sind verschiedene feste Substanzen, die im Öl in Form von Sedimenten oder in Suspension vorkommen.

Öl. kann bei Lagerung und Transport sowie während des Betriebs mit mechanischen Verunreinigungen verunreinigt werden. Durch mangelhafte Reinigung wird eine besonders starke Ölverschmutzung beobachtet. Ölleitungen und Öltank nach Einbau und Reparatur. Im Öl schwebende mechanische Verunreinigungen führen zu einem erhöhten Verschleiß der reibenden Teile. Laut GOST. Das Turbinenöl sollte keine mechanischen Verunreinigungen enthalten.

Der Stockpunkt des Öls ist ein sehr wichtiger Indikator für die Ölqualität und ermöglicht die Bestimmung der Betriebsfähigkeit des Öls bei niedrigen Temperaturen. „Der Verlust der Ölmobilität bei sinkender Temperatur entsteht durch die Freisetzung und Kristallisation fester Kohlenwasserstoffe, die im Öl gelöst sind.“

Fließpunkt. Öl ist die Temperatur, bei der das Testöl unter Versuchsbedingungen so stark eindickt, dass bei einer Neigung des Reagenzglases mit Öl in einem Winkel von 45° der Ölspiegel 1 Minute lang stillsteht.

Transparenz kennzeichnet das Fehlen von Fremdeinschlüssen im Öl: mechanische Verunreinigungen, Wasser, Schlamm. Die Transparenz des Öls wird durch Abkühlen der Ölprobe überprüft. Auf 0 °C abgekühltes Öl sollte transparent bleiben.

B) Betriebsbedingungen des Turbinenöls. Ölalterung

Die Betriebsbedingungen des Öls im Ölsystem eines Turbogenerators gelten aufgrund der ständigen Einwirkung einer Reihe von für das Öl ungünstigen Faktoren als schwierig. Diese beinhalten:

1. Einwirkung hoher Temperaturen

Das Erhitzen des Öls in Gegenwart von Luft trägt wesentlich dazu bei. aufgrund seiner Oxidation. Auch andere Betriebseigenschaften des Öls ändern sich. Durch die Verdampfung niedrigsiedender Anteile steigt die Viskosität, der Flammpunkt sinkt, die Deemulsionsfähigkeit verschlechtert sich usw. Die Haupterwärmung des Öls erfolgt in den Turbinenlagern, wo das Öl von 35-40 auf 50-55 erhitzt wird °C. Die Erwärmung des Öls erfolgt hauptsächlich durch Reibung in der Lagerölschicht und teilweise durch Wärmeübertragung entlang der Welle von den heißeren Teilen des Rotors.

In der Rücklaufleitung wird die Temperatur des das Lager verlassenden Öls gemessen, was eine ungefähre Vorstellung von den Temperaturverhältnissen des Lagers gibt. Allerdings schließt die relativ niedrige Temperatur des Öls am Ablass nicht die Möglichkeit einer lokalen Überhitzung des Öls aufgrund von Mängeln in der Lagerkonstruktion, schlechter Herstellungsqualität oder unsachgemäßer Montage aus. Dies gilt insbesondere für Axiallager, bei denen verschiedene Segmente unterschiedlich belastet werden können. Eine solche lokale Überhitzung trägt zu einer erhöhten Alterung des Öls bei, da bei einem Temperaturanstieg* über 75-80°C die Oxidation des Öls stark zunimmt.

Das Öl kann sich auch in den Lagergehäusen selbst durch Kontakt mit heißen, von außen durch Dampf erhitzten Wänden oder durch Wärmeübertragung vom Turbinengehäuse erwärmen. Die Ölerwärmung erfolgt auch im Steuerungssystem – Servomotoren und Ölleitungen, die in der Nähe der heißen Oberflächen der Turbinen- und Dampfleitungen verlaufen.

2. Versprühen von Öl durch rotierende Teile der Turbineneinheit

Alle rotierenden Teile – Kupplungen, Zahnräder, Rippen auf der Welle, Leisten und Schärfungen der Welle, Fliehkraft-Geschwindigkeitsregler usw. – erzeugen Ölspritzer in den Lagergehäusen und Säulen der Fliehkraft-Geschwindigkeitsregler. Das zerstäubte Öl erhält eine sehr große Kontaktfläche mit der Luft, die sich immer im Kurbelgehäuse befindet, und vermischt sich mit dieser. Dadurch wird das Öl intensivem Luftsauerstoff ausgesetzt und oxidiert. Dies wird auch durch die hohe Geschwindigkeit ermöglicht, die die Ölpartikel gegenüber der Luft erreichen.

In den Lagergehäusen findet ein ständiger Luftaustausch statt, der durch den leicht verminderten Druck im Kurbelgehäuse in den Spalt entlang der Welle gesaugt wird. Der Abfall des Kurbelgehäusedrucks kann durch die auswerfende Wirkung der Ölablassleitungen erklärt werden. Bewegliche Kupplungen mit Zwangsschmierung besonders intensiv mit Öl besprühen. Um die Öloxidation zu reduzieren, sind diese Kupplungen daher von Metallgehäusen umgeben, die Ölspritzer und Luftzirkulation reduzieren. Auch an starren Kupplungen werden Schutzabdeckungen angebracht, um die Luftzirkulation im Kurbelgehäuse zu reduzieren und die Oxidationsrate des Öls im Lagerkurbelgehäuse zu begrenzen.

Um zu verhindern, dass Öl in axialer Richtung aus dem Lagergehäuse austritt, sind Ölabstreifringe und in Babitt eingearbeitete Rillen an den Enden des Lagers an den Wellenaustrittsstellen sehr wirksam. Eine besonders große Wirkung hat die Verwendung von Vintokan – UralVTI-Siegeln.

3. Kontakt mit im Öl enthaltener Luft

Luft im Öl ist in Form von Blasen unterschiedlichen Durchmessers und in gelöster Form enthalten. Lufteinschluss im Öl. tritt an Stellen auf, an denen sich Öl und Luft am intensivsten vermischen, sowie in Ölablassleitungen, wo Öl nicht den gesamten Rohrquerschnitt ausfüllt und Luft ansaugt.

Der Durchgang von lufthaltigem Öl durch die Hauptölpumpe geht mit einer schnellen Kompression der Luftblasen einher. Gleichzeitig steigt die Lufttemperatur in großen Blasen stark an. Aufgrund der Geschwindigkeit des Kompressionsprozesses hat die Luft keine Zeit, Wärme abzugeben Umfeld, und daher sollte der Kompressionsprozess als adiabatisch betrachtet werden. Die erzeugte Wärme katalysiert trotz ihres vernachlässigbaren absoluten Werts und der kurzen Einwirkungsdauer den Prozess der Öloxidation erheblich. Nach dem Durchgang durch die Luft lösen sich die komprimierten Blasen allmählich auf und die in der Luft enthaltenen Verunreinigungen (Staub, Asche, Wasserdampf usw.) gelangen in das Öl und verunreinigen und verwässern es.

Die Alterung des Öls durch die darin enthaltene Luft macht sich besonders bei großen Turbinen bemerkbar, wo der Öldruck nach der Hauptölpumpe hoch ist, was zu einem deutlichen Anstieg der Lufttemperatur in den Luftblasen mit allen sich daraus ergebenden Folgen führt.

4. Kontakt mit Wasser und kondensierendem Dampf

Die Hauptquelle der Ölbewässerung in Turbinen alter Bauart (ohne Dampfansaugung, aus Labyrinthdichtungen) ist Dampf.

Aus den Labyrinthdichtungen herausgeschlagen und in das Lagergehäuse gesaugt. Die Intensität der Bewässerung hängt dabei maßgeblich vom Zustand der Labyrinthdichtung der Turbinenwelle und vom Abstand zwischen Lager und Turbinengehäuse ab. Eine weitere Wasserquelle ist eine Fehlfunktion des Dampfabsperrventils der Zusatz-Turboölpumpe. Wasser gelangt auch aus der Luft durch Dampfkondensation und über kleine Kühler in das Öl.

Bei Förderturbopumpen mit Zentralschmierung kann es durch Wasseraustritt aus den Pumpendichtungen zu einer Staunässe im Öl kommen.

Besonders gefährlich ist die Wasserbildung des Öls, die durch den Kontakt des Öls mit heißem Dampf entsteht. Dabei wird das Öl nicht nur verwässert, sondern auch erhitzt, was die Alterung des Öls beschleunigt. Dabei gehen die entstehenden niedermolekularen Säuren in eine wässrige Lösung über und wirken aktiv auf Metalloberflächen ein, die mit dem Öl in Kontakt kommen. Das Vorhandensein von Wasser im Öl trägt zur Bildung von Schlamm bei, der sich auf der Oberfläche des Öltanks und der Ölleitungen absetzt. Gelangt Schlamm in die Lagerschmierleitung, kann er die Löcher in den an den Druckleitungen angebrachten Dosierscheiben verstopfen und zu einer Überhitzung oder sogar zum Schmelzen des Lagers führen. Schlamm gelangt in das Kontrollsystem. kann den normalen Betrieb von Steuerventilen, Achslagern und anderen Elementen dieses Systems stören.

Das Eindringen von heißem Dampf in das Öl führt ebenfalls zur Bildung einer Öl-Wasser-Emulsion. In diesem Fall vergrößert sich die Kontaktoberfläche zwischen Öl und Wasser stark, was die Auflösung nichtökomolekularer Säuren in Wasser erleichtert. Eine Öl-Wasser-Emulsion kann in das Schmier- und Steuerungssystem der Turbine gelangen und deren Betriebsbedingungen erheblich verschlechtern.

5. Kontakt mit Metalloberflächen

Während das Öl im Ölsystem zirkuliert, steht es ständig in Kontakt mit Metallen: Gusseisen, Stahl, Bronze, Babbitt, was zur Oxidation des Öls beiträgt. Aufgrund der Einwirkung von Metall. An der Oberfläche von Säuren bilden sich Korrosionsprodukte und dringen ein. Öl. Einige Metalle wirken katalytisch auf die Oxidationsprozesse von Turbinenöl.

All diese ständig ungünstigen Bedingungen führen zur Alterung des Öls.

Unter Alterung verstehen wir eine physikalisch-chemische Veränderung

Eigenschaften von Turbinenöl in Richtung einer Verschlechterung seiner Leistung.

Anzeichen einer Ölalterung sind:

1) Erhöhung der Ölviskosität;

2) Anstieg der Säurezahl;

3) Senkung des Flammpunktes;

4) das Auftreten einer sauren Reaktion im wässrigen Extrakt;

5) das Auftreten von Schlamm und mechanischen Verunreinigungen;

6) Abnahme der Transparenz.

Intensität der Ölalterung

Hängt von der Qualität des eingefüllten Öls, dem Betriebsniveau der Ölanlagen und den Konstruktionsmerkmalen der Turbineneinheit und des Ölsystems ab.

Öle, die Alterserscheinungen aufweisen, gelten normgerecht noch als geeignet. zur Verwendung, wenn:

1) die Säurezahl überschreitet nicht 0,5 mg KOH pro 1 g Öl;

2) die Viskosität des Öls weicht nicht um mehr als 25 % vom Original ab;

3) Der Flammpunkt ist um nicht mehr als 10 °C gesunken. Original;

4) die Reaktion des wässrigen Extrakts ist neutral;

5) Das Öl ist transparent und frei von Wasser und Schlamm.

Wenn eine der aufgeführten Öleigenschaften von den Normen abweicht und es nicht möglich ist, seine Qualität bei laufender Turbine wiederherzustellen, wird das Öl in die kürzestmögliche Zeit ersetzt werden.

Die wichtigste Voraussetzung für einen qualitativ hochwertigen Betrieb der Ölanlagen der Turbinenwerkstatt ist eine sorgfältige und systematische Kontrolle der Ölqualität.

Für in Betrieb befindliches Öl stehen zwei Arten der Kontrolle zur Verfügung: Werkstattkontrolle und Kurzanalyse. Der Umfang und die Häufigkeit dieser Kontrollarten sind in der Tabelle dargestellt. 5-4.

Wenn sich die Qualität des verwendeten Öls ungewöhnlich schnell verschlechtert, kann die Prüfzeit verkürzt werden. In diesem Fall werden die Tests nach einem besonderen Zeitplan durchgeführt.

Das dem Kraftwerk zugeführte Öl wird auf alle Indikatoren einer Laborprüfung unterzogen. Wenn ein oder mehrere Indikatoren nicht den festgelegten Standards für Frischöl entsprechen, muss die resultierende Charge Frischöl zurückgeschickt werden. Vor dem Einfüllen in Dampfturbinentanks wird außerdem eine Ölanalyse durchgeführt. Die Ölreserven werden mindestens alle drei Jahre analysiert.

Der Alterungsprozess des Öls im Dauerbetrieb führt dazu, dass das Öl seine ursprünglichen Eigenschaften verliert und unbrauchbar wird. Ein weiterer Betrieb eines solchen Öls ist nicht möglich und ein Austausch ist erforderlich. Aufgrund der hohen Kosten für Turbinenöl sowie der Mengen, in denen es in Kraftwerken eingesetzt wird, kann jedoch nicht mit einem vollständigen Ölwechsel gerechnet werden. Es ist notwendig, Altöl für die weitere Verwendung zu regenerieren.

Ölregeneration ist die Wiederherstellung des ursprünglichen Physischen chemische Eigenschaften gebrauchte Öle.

Eines davon ist die Sammlung und Verwertung von Altölen effektive Wege ihre wirtschaftliche

Mia. Die Normen für die Sammlung und Regeneration von Turbinenöl sind in der Tabelle aufgeführt. 5-5.

Bestehende Methoden zur Regeneration von Altölen werden in physikalische, physikalisch-chemische und chemische Methoden unterteilt.

ZU physikalische Methoden Dazu gehören Verfahren, bei denen sich die chemischen Eigenschaften des regenerierten Öls während des Regenerationsprozesses nicht ändern. Die wichtigsten dieser Methoden sind Sedimentation, Filtration und Trennung. Mit diesen Methoden werden Öle von Verunreinigungen und ungelöstem Wasser im Öl gereinigt.

Zu den physikalisch-chemischen Regenerationsverfahren zählen Verfahren, bei denen die chemische Zusammensetzung des verarbeiteten Öls teilweise verändert wird. Die gebräuchlichsten physikalischen und chemischen Methoden sind die Ölreinigung mit Adsorbentien sowie die Ölwäsche mit heißem Kondensat.

Zu den chemischen Regenerationsmethoden gehört die Reinigung von Ölen mit verschiedenen chemischen Reagenzien (Schwefelsäure, Alkali usw.). Mit diesen Methoden werden Öle wiederhergestellt, die während des Betriebs erhebliche chemische Veränderungen erfahren haben.

Die Wahl der Regenerationsmethode wird durch die Art der Ölalterung, den Grad der Veränderung seiner Leistungseigenschaften sowie die Anforderungen an die Qualität der Ölregeneration bestimmt. Bei der Auswahl einer Regenerationsmethode müssen Sie auch die Kostenindikatoren dieses Prozesses berücksichtigen und den einfachsten und kostengünstigsten Methoden den Vorzug geben.

Bei einigen Regenerationsmethoden kann das Öl bei laufendem Gerät gereinigt werden, im Gegensatz zu Methoden, bei denen das Öl vollständig aus dem Ölsystem abgelassen werden muss. Aus betrieblicher Sicht sind Methoden der kontinuierlichen Regeneration vorzuziehen, da sie eine Verlängerung der Öllebensdauer ohne Nachfüllen ermöglichen und keine starken Abweichungen der Ölleistung von der Norm zulassen. Eine kontinuierliche Ölregeneration an einer laufenden Turbine kann jedoch nur mit kleinen Geräten durchgeführt werden, die den Raum nicht überladen und eine einfache Installation und Demontage ermöglichen. Zu diesen Geräten gehören Separatoren, Filter und Adsorber.

Bei komplexeren und sperrigeren Geräten wird dieses in einem separaten Raum aufgestellt und der Reinigungsvorgang in diesem Fall bei abgelassenem Öl durchgeführt. Angesichts der Häufigkeit ihres Betriebs ist es irrational, für eine Station die teuerste Ausrüstung zur Ölregeneration zu verwenden. Daher werden solche Anlagen häufig mobil ausgeführt. Für große Blockstationen mit erheblichen Ölmengen im Betrieb sind auch stationäre regenerative Anlagen jeglicher Art sinnvoll.

Betrachten wir die wichtigsten Methoden zur Reinigung und Regenerierung von Turbinenöl.

Scheiße. Die einfachste und kostengünstigste Methode zur Abtrennung von Wasser, Schlamm und mechanischen Verunreinigungen aus Öl besteht darin, das Öl in speziellen Absetzbehältern mit konischem Boden abzusetzen. In diesen Tanks kommt es im Laufe der Zeit zu einer Schichtung von Medien mit unterschiedlichem spezifischem Gewicht. Reines Öl mit weniger spezifisches Gewicht, bewegt sich in den oberen Teil des Tanks, und Wasser und mechanische Verunreinigungen sammeln sich am Boden, von wo sie durch ein spezielles Ventil, das am tiefsten Punkt des Tanks installiert ist, entfernt werden.

Der Öltank übernimmt auch die Rolle eines Ölsumpfes. Öltanks haben auch konische oder schräge Böden, um Wasser und Schlamm für die anschließende Entsorgung aufzufangen. Allerdings verfügen Öltanks nicht über die geeigneten Bedingungen für die Trennung der Öl-Wasser-Emulsion. Das Öl im Tank ist in ständiger Bewegung, wodurch es zu einer Vermischung der oberen und unteren Schichten kommt. Die nicht freigesetzte Luft im Öl gleicht den Dichteunterschied der einzelnen Bestandteile des Öl-Wasser-Gemisches aus und erschwert deren Entmischung. Darüber hinaus überschreitet die Verweilzeit des Öls im Öltank 8-10 Minuten nicht, was für eine qualitativ hochwertige Absetzung des Öls eindeutig nicht ausreicht.

Im Absetzbecken befindet sich das Öl in einem günstigeren Zustand, da die Absetzzeit in keiner Weise begrenzt ist. Der Nachteil dieser Methode ist die geringe Produktivität mit erheblicher Einschwingzeit. Solche Absetzbecken nehmen viel Platz ein und erhöhen die Brandgefahr des Raumes.

Trennung. Eine produktivere Methode zur Reinigung von Öl von Wasser und Verunreinigungen ist die Ölabscheidung, die darin besteht, suspendierte Partikel und Wasser vom Öl aufgrund der Zentrifugalkräfte zu trennen, die in der mit hoher Frequenz rotierenden Abscheidertrommel auftreten.

Nach dem Funktionsprinzip werden Ölreinigungsabscheider in zwei Typen unterteilt: Nmit einer Drehzahl von 4500 bis 8.000 U/min und Hochgeschwindigkeitsabscheider mit einer Drehzahl von etwa 18.000 bis 20.000 U/min. In der häuslichen Praxis sind langsamlaufende Separatoren mit einer mit Platten ausgestatteten Trommel am weitesten verbreitet. In Abb. In Abb. 5-14 und 5-15 zeigen ein Diagramm des Geräts und die Gesamtabmessungen von Tellerseparatoren.

Separatoren werden auch in Vakuumseparatoren unterteilt, die neben mechanischen Verunreinigungen und Schwebfeuchte auch die Entfernung von teilweise gelöster Feuchtigkeit und Luft aus dem Öl gewährleisten, sowie in Separatoren
offener Tori-Typ. iB Abhängig von der Art der Verunreinigungen kann die Ölreinigung mittels Separatoren nach der Klärmethode (Klärung) und der Reinigungsmethode i (Lurifizierung) durchgeführt werden.

Die Ölreinigung durch Klärung wird zur Abtrennung fester mechanischer Verunreinigungen und Schlamm sowie zur Abtrennung von im Öl enthaltenem Wasser in so geringen Mengen eingesetzt, dass eine direkte Entfernung nicht erforderlich ist. In diesem Fall verbleiben die aus dem Öl abgetrennten Verunreinigungen im Trommelsumpf und werden von dort regelmäßig entfernt. Die Entfernung von Verunreinigungen aus Öl durch Reinigen wird in Fällen angewendet, in denen das Öl stark verwässert ist und im Wesentlichen eine Mischung aus zwei Flüssigkeiten mit unterschiedlicher Dichte ist. Dabei werden sowohl Wasser als auch Öl kontinuierlich aus dem Abscheider entfernt.

Mit mechanischen Verunreinigungen und einer geringen Menge Feuchtigkeit (bis zu 0,3 %) verunreinigtes Turbinenöl wird im Klärverfahren gereinigt. Für eine stärkere Bewässerung – je nach Reinigungsmethode. In Abb. In Abb. 5-114 Die linke Seite der Trommel ist für die Arbeit gemäß der Klärmethode und die rechte Seite für die Arbeit gemäß der Reinigungsmethode montiert dargestellt. Die Pfeile zeigen den Fluss von Öl und abgeschiedenem Wasser an.

Der Übergang von einer Betriebsweise des Abscheiders zu einer anderen erfordert den erneuten Zusammenbau der Trommel und der Ölauslassrohre.

Die Produktivität einer Trommel, die im Klärverfahren montiert wurde, ist 20–30 % höher als bei der Montage im Reinigungsverfahren. Um die Produktivität des Separators zu steigern, wird das Öl in einer Elektroheizung auf 60-65°C vorgewärmt. Dieses Heizgerät wird mit einem Abscheider geliefert und verfügt über einen Begrenzungsthermostat. Ölheiztemperatur.

Mithilfe eines Abscheiders kann die Ölreinigung bei laufender Turbine erfolgen. Dieser Bedarf entsteht normalerweise, wenn das Öl einen erheblichen Wassergehalt aufweist. In diesem Fall wird die Saugleitung des Abscheiders an den tiefsten Punkt des Schmutzraums des Öltanks angeschlossen und das gereinigte Öl in den Reinraum geleitet. Wenn an der Station zwei Abscheider vorhanden sind, können diese in Reihe geschaltet werden, wobei der erste Abscheider entsprechend dem Reinigungskreislauf und der zweite entsprechend dem Klärkreislauf zusammengestellt werden sollte. Dadurch wird die Qualität der Ölreinigung deutlich verbessert.

Filtration. Unter Ölfiltration versteht man die Abtrennung ölunlöslicher Verunreinigungen durch Passieren (Pressen) durch ein poröses Filtermedium. Als Filtermaterialien werden Filterpapier, Pappe, Filz, Sackleinen, Gurte usw. verwendet. Zur Filterung von Turbinenölen werden häufig Rahmenfilterpressen eingesetzt. Die Rahmenfilterpresse verfügt über eine eigene Pumpe vom Rotations- oder Wirbeltyp, die unter einem Druck von 0,294–0,49 MPa (3–5 kgf/cm2) Öl durch das zwischen speziellen Rahmen eingebettete Filtermaterial fördert. Kontaminiertes Filtermaterial wird systematisch durch neues ersetzt. Die Gesamtansicht der Filterpresse ist in Abb. dargestellt. 5-16. Die Ölfiltration mittels Filterpresse wird üblicherweise mit der Reinigung in einem Separator kombiniert. Es ist irrational, stark verwässertes Öl durch eine Filterpresse zu leiten, da das Filtermaterial schnell verschmutzt und Pappe und Papier ihre mechanische Festigkeit verlieren. Ein sinnvolleres Schema besteht darin, das Öl zunächst durch einen Abscheider und dann durch eine Filterpresse zu leiten. In diesem Fall kann die Ölreinigung bei laufender Turbine erfolgen. Bei zwei in Reihe geschalteten Separatoren kann die Filterpresse nach dem zweiten Separator entlang des Ölstroms eingeschaltet werden, montiert nach dem Klärschema. Dadurch erreichen Sie einen besonders hohen Ölreinigungsgrad.

LMZ verwendet in der Filterpresse ein spezielles „Filterband“-Gewebe, das den Filtrationsprozess mit einem geringen Differenzial organisiert. Diese Methode ist sehr effektiv, wenn das Öl stark mit Adsorptionsmittel verstopft ist und der Filter selbst keine systematische Wartung erfordert.

„VTI hat einen Baumwollfilter entwickelt, der auch erfolgreich eingesetzt wird.“

Um die normale Funktion des Ölsystems einer Turbineneinheit sicherzustellen, ist es nicht nur notwendig, das Öl kontinuierlich zu reinigen, sondern auch das gesamte System regelmäßig (nach Reparaturen) zu reinigen.

Akzeptiert Laminarmodus Der Ölfluss in den Rohrleitungen des Systems mit einer Geschwindigkeit von nicht mehr als 2 m/s trägt zur Ablagerung von Schlamm und Schmutz auf inneren und insbesondere kalten Oberflächen bei.

Das Glavenergoremoit Central Design Bureau hat eine hydrodynamische Methode zur Reinigung von Ölsystemen entwickelt und in der Praxis getestet. Es ist wie folgt: Das gesamte Ölsystem, mit Ausnahme der Lager, wird gereinigt, indem Öl mit einer Geschwindigkeit gepumpt wird, die mindestens doppelt so hoch ist wie die Betriebsgeschwindigkeit bei einer Temperatur von 60-bb^C. Diese Methode basiert auf der Organisation einer turbulenten Strömung im wandnahen Bereich, bei der Schlamm und Korrosionsprodukte aufgrund der mechanischen Wirkung des Ölstroms von den Innenflächen abgewaschen und in die Filter transportiert werden.

Die hydrodynamische Reinigungsmethode hat folgende Vorteile:

1) der Passivierungsfilm, der durch längeren Kontakt des Metalls mit dem Betriebsöl entsteht, wird nicht beschädigt;

2) verhindert die Bildung von Korrosion auf Babbitt- und nitrierten Oberflächen;

3) erfordert keine chemischen Lösungen zum Abwaschen von Ablagerungen;

4) macht die Demontage des Ölsystems überflüssig (außer an Stellen, an denen Jumper installiert sind);

5) reduziert die Arbeitsintensität der Reinigung um 20–40 % und ermöglicht es, die Dauer einer Generalüberholung einer Turbineneinheit um 2–3 Tage zu verkürzen.

Der Betrieb des zum Reinigen der Systeme verwendeten Öls hat gezeigt, dass sich seine physikalischen und chemischen Eigenschaften nicht verschlechtern; daher können Ölsysteme mit Betriebsöl gereinigt werden.

Adsorption. Diese Methode zur Reinigung von Turbinenölen basiert auf dem Phänomen der Aufnahme von im Öl gelösten Stoffen durch feste, hochporöse Materialien (Adsorbentien). Durch Adsorption werden darin gelöste organische und niedermolekulare Säuren, Harze und andere Verunreinigungen aus dem Öl entfernt.

Wird als Adsorptionsmittel verwendet Verschiedene Materialien: Kieselgel (SIg), Aluminiumoxid und verschiedene Bleicherden, chemische Zusammensetzung welches vor allem durch den Gehalt an BiOg und Al2O3 (Bauxit, Kieselgur, Schiefer, Bleicherden) gekennzeichnet ist. Adsorbentien sind von einem stark verzweigten Kapillarsystem durchzogen. Dadurch verfügen sie über eine sehr große spezifische Absorptionsoberfläche pro 1 g Substanz. So erreicht beispielsweise die spezifische Oberfläche von Aktivkohle 1000 m2/g, von Si-Lycagel und Aluminiumoxid 300–400 m2/g und von Bleicherden 100–300 m2/g.

Die Effizienz der Adsorption hängt neben der Gesamtoberfläche von der Porengröße und der Größe der absorbierten Moleküle ab. Der Durchmesser der Löcher (Poren) in den Absorbern liegt in der Größenordnung von mehreren zehn Angström. Dieser Wert richtet sich nach der Größe der absorbierten Moleküle, weshalb einige hochmolekulare Verbindungen von besonders feinporösen Adsorbentien nicht absorbiert werden. Beispielsweise kann Aktivkohle aufgrund ihrer feinporösen Struktur nicht zur Ölreinigung verwendet werden. Materialien mit Porengrößen von 20–60 Angström können als Adsorptionsmittel für Turbinenöl verwendet werden, was die Aufnahme hochmolekularer Verbindungen wie Harze und organische Säuren ermöglicht.

Das weit verbreitete Kieselgel nimmt harzige Stoffe gut und, etwas schlechter, organische Säuren auf. Aluminiumoxid hingegen extrahiert organische, insbesondere niedermolekulare Säuren gut aus Ölen und absorbiert harzige Substanzen schlechter.

Diese beiden Absorptionsmittel sind künstliche Adsorptionsmittel und teuer, insbesondere Aluminiumoxid. Natürliche Adsorbentien (Tone, Bauxite, Kieselgur) sind günstiger, ihre Effizienz ist jedoch deutlich geringer.

Die Reinigung mit Adsorbentien kann auf zwei Arten erfolgen. Methoden: Kontakt und Perkolation.

Bei der Kontaktmethode der Ölverarbeitung wird das Öl mit fein gemahlenem Adsorptionspulver vermischt. Bevor gereinigt. Das Öl muss erhitzt werden. Die Reinigung vom Adsorptionsmittel erfolgt durch Durchleiten des Öls durch einen Pressfilter. In diesem Fall geht das Adsorbens verloren.

Der Prozess der Perkolationsfiltration besteht darin, auf 60–80 °C erhitztes Öl durch eine Schicht aus körnigem Adsorbens zu leiten, die in spezielle Vorrichtungen (Adsorber) gefüllt ist. In diesem Fall liegt das Adsorptionsmittel in Form eines Granulats mit Korngrößen von 0,5 mm und mehr vor. Mit der Perkolationsmethode der Ölgewinnung ist im Gegensatz zur Kontaktmethode die Rückgewinnung und Wiederverwendung von Adsorbentien möglich. Dies reduziert die Kosten des Reinigungsprozesses und ermöglicht darüber hinaus den Einsatz effektiverer, teurerer Adsorbentien für die Ölverarbeitung.

Der Nutzungsgrad des Adsorbens sowie die Qualität der Ölreinigung beim Perkolationsverfahren sind in der Regel höher als beim Kontaktverfahren. Darüber hinaus ermöglicht die Perkolationsmethode die Wiederherstellung des Öls, ohne es aus dem Öltank abzulassen, während das Gerät läuft. All diese Umstände. gebracht. Darüber hinaus hat diese Methode in der häuslichen Praxis weit verbreitete Anwendung gefunden.

Der mobile Adsorber ist in Abb. dargestellt. 5-17. Es handelt sich um einen geschweißten Zylinder, der mit körnigem Adsorptionsmittel gefüllt ist. Deckel und Boden des Adsorbers sind abnehmbar. Im oberen Teil des Adsorbers ist ein Filter eingebaut, um kleine Adsorberpartikel zurückzuhalten. Die Ölfiltration erfolgt von unten nach oben. Dies gewährleistet eine möglichst vollständige Luftverdrängung und reduziert die Verstopfung des Filters. Um verbrauchtes Adsorbens bequem zu entfernen, kann das Gerät um 180° um die eigene Achse gedreht werden.

Das Adsorbens hat die Fähigkeit, nicht nur Ölalterungsprodukte, sondern auch Wasser zu absorbieren. Deshalb,

Vor der Behandlung mit einem Adsorptionsmittel muss das Öl gründlich von Wasser und Flüssigkeit gereinigt werden. Ohne diese Bedingung verliert das Adsorptionsmittel schnell seine absorbierenden Eigenschaften und die Ölreinigung ist von schlechter Qualität. Im allgemeinen Schema der Ölverarbeitung sollte die Adsorption nach der Ölreinigung durch Separatoren und Filterpressen erfolgen. Wenn an der Station zwei Separatoren vorhanden sind, kann einer der im Klärmodus arbeitenden Separatoren die Rolle einer Filterpresse übernehmen.

Das verbrauchte Adsorptionsmittel kann leicht wiederhergestellt werden, indem heiße Luft mit einer Temperatur von etwa 200 °C hindurchgeblasen wird. In Abb. In Abb. 5-18 zeigt eine Anlage zur Rückgewinnung von Adsorptionsmitteln, die einen Ventilator zum Pumpen von Luft, eine elektrische Heizung zum Erhitzen der Luft und einen Reaktivierungstank umfasst, in den das zurückgewonnene Adsorptionsmittel geladen wird.

Für Öle mit Additiven kann die Adsorptionsreinigung nicht eingesetzt werden, da diese (außer Ionol) durch Adsorbentien vollständig entfernt werden.

Spülung mit Kondensat. Diese Art der Ölbehandlung wird angewendet, wenn die Säurezahl des Öls ansteigt und wasserlösliche Säuren mit niedrigem Molekulargewicht darin auftreten.

Wie die Praxis gezeigt hat, verbessern sich durch die Ölwäsche auch die anderen Indikatoren: Die Demulgierbarkeit nimmt zu, die Menge an Schlamm und mechanischen Verunreinigungen nimmt ab. Um die Löslichkeit von Säuren zu verbessern, sollten Öl und Kondensat auf eine Temperatur von 70–80 °C erhitzt werden. Die zum Spülen erforderliche Kondensatmenge beträgt 50-100 % der zu waschenden Ölmenge. Notwendige Voraussetzungen für eine hochwertige Spülung sind eine gute Durchmischung des Öls mit dem Kondensat und die Schaffung einer möglichst großen Kontaktfläche. Um diese Bedingungen zu gewährleisten, ist die Verwendung bequem

Vestya-Abscheider, wo das Wasser und. Das Öl liegt in einem fein dispergierten Zustand vor und lässt sich gut miteinander vermischen. Niedermolekulare Säuren gehen aus dem Öl in Wasser über und werden mit diesem aus dem Abscheider entfernt. Schlamm und Verunreinigungen vorhanden. B. in Öl, werden befeuchtet, ihre Dichte nimmt zu, wodurch sich die Bedingungen für ihre Trennung verbessern.

Die Ölspülung mit Kondensat kann auch in einem separaten Tank erfolgen, wo die Zirkulation von Wasser und Öl mittels Dampf oder einer speziellen Pumpe erfolgt. Eine solche Spülung kann bei der Turbinenreparatur durchgeführt werden. Dabei wird das Öl aus dem Öltank entnommen und gelangt nach dem Waschen in den Reservetank.

Die Behandlung mit Alkalien kommt dann zum Einsatz, wenn das Öl stark abgenutzt ist und alle bisherigen Methoden zur Wiederherstellung der Betriebseigenschaften des Öls nicht ausreichen.

Alkali wird verwendet für. Neutralisierung organischer Säuren und freier Schwefelsäurereste in Ölen (wenn Öl mit Säure behandelt wird), Entfernung von Estern und anderen Verbindungen, die bei Wechselwirkung mit Alkali Salze bilden, die in eine wässrige Lösung übergehen und durch die anschließende Verarbeitung des Öls entfernt werden .

Zur Regeneration von Altölen werden am häufigsten 2,5–4 % Natriumhydroxid oder 5–14 % Trinatriumphosphat verwendet.

Die Behandlung von Öl mit Laugen in einem Abscheider kann auf die gleiche Weise erfolgen wie bei der Ölwäsche mit Kondensat. Der Prozess wird bei einer Temperatur von 40-90°C durchgeführt. Um den Alkaliverbrauch zu reduzieren und die Reinigungsqualität zu verbessern, muss das Öl zunächst in einem Separator entwässert werden. „Die Nachbehandlung des Öls nach seiner Reduktion mit Alkali besteht darin, es mit heißem Kondensat zu waschen und mit Adsorptionsmitteln zu behandeln.

Da der Einsatz chemischer Reagenzien eine Vor- und Nachbehandlung des Öls erfordert, sind kombinierte Anlagen zur Tiefenölregeneration entstanden, bei denen alle Stufen der Ölverarbeitung in einem einzigen technologischen Prozess zusammengefasst werden. Diese Anlagen sind je nach Ölregenerationsschema recht komplex ausgestattet und entweder stationär oder mobil.

Jedes Schema umfasst Geräte, die für eine bestimmte Verarbeitungsmethode spezifisch sind: Pumpen, Mischtanks, Absetztanks, Filterpressen usw. Es gibt auch universelle Anlagen, die es ermöglichen, den Ölregenerationsprozess mit jeder beliebigen Methode durchzuführen.

Der Einsatz von Additiven ist die modernste und effektivste Methode, die physikalischen und chemischen Eigenschaften von Öl im Langzeitbetrieb zu erhalten.

Additive sind hochaktive chemische Verbindungen, die dem Öl in kleinen Mengen zugesetzt werden, um die grundlegenden Leistungsmerkmale des Öls über einen langen Betriebszeitraum auf dem erforderlichen Niveau zu halten. Additive, die Turbinenölen zugesetzt werden, müssen eine Reihe von Anforderungen erfüllen. Diese Verbindungen müssen relativ billig sein, in kleinen Mengen verwendet werden, bei Betriebstemperatur leicht in Öl löslich sein, dürfen keine Sedimente und Suspensionen bilden, dürfen nicht mit Wasser ausgewaschen werden und dürfen nicht durch Adsorptionsmittel entfernt werden. Die Wirkung von Additiven soll bei Ölen unterschiedlicher Herkunft und unterschiedlichem Verschleiß den gleichen Effekt erzielen. Darüber hinaus sollten Additive zwar einige Indikatoren stabilisieren, andere Leistungsindikatoren des Öls jedoch nicht verschlechtern.

Es ist zu beachten, dass es bisher keine Zusatzstoffe gibt, die alle diese Anforderungen erfüllen. Darüber hinaus gibt es keine Verbindung, die alle Leistungsmerkmale des Öls auf einmal stabilisieren kann. Zu diesem Zweck gibt es Zusammensetzungen verschiedener Zusatzstoffe, die jeweils den einen oder anderen Indikator beeinflussen.

Für Öle aus Erdöl wurden verschiedene Additive entwickelt, von denen die wichtigsten für Turbinenöle Antioxidationsmittel, Korrosionsschutzmittel und Demulgatoren sind.

Der Hauptwert ist der antioxidative Zusatz, der die Säurezahl des Öls stabilisiert. Aufgrund dieses Indikators altert das Öl unter ungünstigen Betriebsbedingungen am schnellsten. Lange Zeit war der VTI-1-Zusatzstoff der wichtigste im Inland hergestellte Antioxidanszusatz. Dieses Additiv ist sehr aktiv, löst sich gut in Öl und wird in kleinen Mengen (0,01 Gew.-% des Öls) verwendet. Der Nachteil dieses Additivs besteht darin, dass es nur zur Stabilisierung von Frischölen geeignet ist. Bei Ölen, die bereits verwendet wurden und teilweise oxidiert sind, kann der Prozess der weiteren Oxidation nicht mehr verzögert werden.

In dieser Hinsicht weist das VTI-8-Additiv die besten Eigenschaften auf. Es ist aktiver und eignet sich darüber hinaus sowohl für frische als auch für gebrauchte Öle. Als Nachteil ist zu beachten, dass diese Verbindung nach einiger Zeit eine Suspension freisetzen kann, die zu einer Trübung des Öls führen kann. Um dieses Phänomen zu beseitigen, muss das Öl in der Anfangsphase des Betriebs durch eine Filterpresse geleitet werden. Das VTI-8-Additiv wird in einer Menge von 0,02–0,025 % des Ölgewichts zugesetzt.

Das wirksamste Antioxidans, das im In- und Ausland weit verbreitet ist, ist 2,6-Ditertiärbutyl-4-methylphenol, in der UdSSR DBC (Ionol) genannt. Dieses Additiv löst sich leicht im Öl, erzeugt keinen Niederschlag, wird durch Adsorptionsmittel nicht aus dem Öl entfernt und wird nicht zerstört, wenn das Öl mit Alkali und Natriummetall behandelt wird. Der Zusatzstoff wird erst entfernt, wenn das Öl mit Schwefelsäure gereinigt wird. Die Verwendung des DBK-Additivs verlängert die Lebensdauer von gut raffiniertem Öl um das 2- bis 5-fache. Der einzige Nachteil dieses Antioxidans ist sein erhöhter Verbrauch im Vergleich zu anderen Zusatzstoffen (0,2–0,5 %). Es gibt auch Gründe, diese Norm zu erhöhen.

Korrosionsschutzadditive werden verwendet, um das Metall vor der Einwirkung von im Frischöl enthaltenen Säuren sowie Öloxidationsprodukten zu schützen. Die Korrosionsschutzwirkung wird auf die Bildung von reduziert Schutzfilm, um es vor Korrosion zu schützen. Eines der wirksamsten Korrosionsschutzadditive ist das Additiv B-15/41, ein Ester der Alkenylbernsteinsäure. Korrosionsschutzadditive können die Säurezahl von Ölen teilweise erhöhen und ihre Stabilität verringern. Daher werden Korrosionsschutzadditive in der minimal erforderlichen Konzentration zusammen mit antioxidativen Additiven eingesetzt.

Demulgierende Additive (Demulgatoren) sind Stoffe, die zur Spaltung von Erdöl- und Ölemulsionen eingesetzt werden. Demulgatoren sind wässrige Lösungen aus neutralisiertem Säureschlamm oder hochreiner Mineralölemulsion mit einer wässrigen Lösung von Natriumsalzen von Erdöl- und Sulfo-Erdölsäuren. Kürzlich wurden neue Verbindungen als Demulgatoren vorgeschlagen – Di-Proxamine. Das wirksamste davon ist Diproxa – min-157 [DPK-157], entwickelt von VNIINP.

18.09.2012
Turbinenöle: Klassifizierung und Anwendung

1. Einleitung

Dampfturbinen gibt es schon seit über 90 Jahren. Dabei handelt es sich um Motoren mit rotierenden Elementen, die in einer oder mehreren Stufen Dampfenergie in mechanische Arbeit umwandeln. Die Dampfturbine ist üblicherweise mit einer Antriebsmaschine verbunden, meist über ein Getriebe.

Die Dampftemperatur kann 560 °C erreichen und der Druck liegt zwischen 130 und 240 atm. Die Steigerung der Effizienz durch Erhöhung der Dampftemperatur und des Dampfdrucks ist ein grundlegender Faktor bei der Verbesserung von Dampfturbinen. Allerdings erhöhen hohe Temperaturen und Drücke die Anforderungen an Schmierstoffe, die zur Schmierung von Turbinen eingesetzt werden. Turbinenöle wurden zunächst ohne Zusatzstoffe hergestellt und konnten diese Anforderungen nicht erfüllen. Deshalb werden in Dampfturbinen seit etwa 50 Jahren Öle mit Additiven eingesetzt. Diese Turbinenöle enthalten Oxidationsinhibitoren und Korrosionsschutzmittel und bieten bei Einhaltung bestimmter spezifischer Regeln eine hohe Zuverlässigkeit. Auch moderne Turbinenöle enthalten keine große Menge Hochdruck- und Verschleißschutzadditive, die geschmierte Komponenten vor Verschleiß schützen. In Kraftwerken werden Dampfturbinen zum Antrieb elektrischer Generatoren eingesetzt. Bei konventionellen Kraftwerken beträgt ihre Ausgangsleistung 700-1000 MW, bei Kernkraftwerken sind es etwa 1300 MW.

2. Anforderungen an Turbinenöle – Eigenschaften

Die Anforderungen an Turbinenöle werden durch die Turbinen selbst und ihre spezifischen Betriebsbedingungen bestimmt. Öl in Schmier- und Steuersystemen von Dampf- und Gasturbinen muss folgende Funktionen erfüllen:
. hydrodynamische Schmierung aller Lager und Getriebe;
. Wärmeableitung;
. Funktionsflüssigkeit für Steuer- und Sicherheitskreise;
. Verhinderung des Auftretens von Reibung und Verschleiß der Zähne in Turbinengetrieben während der Stoßrhythmen des Turbinenbetriebs.
Neben diesen mechanischen und dynamischen Anforderungen müssen Turbinenöle folgende physikalische und chemische Eigenschaften aufweisen:
. Alterungsbeständigkeit bei Langzeitgebrauch;
. Hydrolysestabilität (insbesondere bei Verwendung von Zusatzstoffen);
. Korrosionsschutzeigenschaften auch in Gegenwart von Wasser/Dampf, Kondensat;
. zuverlässige Wasserabscheidung (Dampf- und Kondenswasserabgabe);
. schnelle Entlüftung – geringe Schaumbildung;
. gute Filtrierbarkeit und hoher Reinheitsgrad.

Nur sorgfältig ausgewählte Grundöle mit speziellen Additiven können diese hohen Anforderungen an Schmierstoffe für Dampf- und Gasturbinen erfüllen.

3. Zusammensetzungen von Turbinenölen

Moderne Schmierstoffe für Turbinen enthalten spezielle Paraffinöle mit guten Viskositäts-Temperatur-Eigenschaften sowie Antioxidantien und Korrosionsinhibitoren. Wenn Turbinen mit Zahnradgetrieben eine hohe Belastbarkeit erfordern (z. B. Ausfallstadium beim Test auf dem Getriebeprüfstand). FZG nicht niedriger als 8 LÄRM 51 354-2, dann werden dem Öl Hochdruckadditive zugesetzt.
Derzeit werden Turbinengrundöle ausschließlich durch Extraktion und Hydrierung hergestellt. Vorgänge wie Raffinierung und anschließende Hochdruck-Hydrotreating bestimmen und beeinflussen maßgeblich Eigenschaften wie Oxidationsstabilität, Wasserabscheidung, Entgasung und Preisgestaltung. Dies gilt insbesondere für die Wasserabgabe und Entgasung, da diese Eigenschaften durch Zusätze nicht wesentlich verbessert werden können. Turbinenöle werden üblicherweise aus speziellen paraffinischen Fraktionen von Grundölen gewonnen.
Um ihre oxidative Stabilität zu verbessern, werden Turbinenölen phenolische Antioxidantien in Kombination mit Amin-Antioxidantien zugesetzt. Zur Verbesserung der Korrosionsschutzeigenschaften werden nicht emulgierbare Korrosionsschutzmittel und Passivatoren von Nichteisenmetallen eingesetzt. Eine Kontamination mit Wasser oder Wasserdampf hat keine schädliche Wirkung, da diese Stoffe in der Schwebe bleiben. Beim Einsatz von Standard-Turbinenölen in Turbinen mit Getrieben werden den Ölen geringe Konzentrationen an thermisch stabilen und oxidationsstabilen Langzeit-Extremdruck-/Verschleißschutzadditiven (Organophosphor- und/oder Schwefelverbindungen) zugesetzt. Darüber hinaus werden in Turbinenölen silikonfreie Antischaum- und Dämpfungsadditive verwendet.
Dabei ist auf den vollständigen Verzicht auf Silikone im Antischaum-Additiv zu achten. Darüber hinaus sollten diese Zusätze die Freisetzungseigenschaften des (sehr empfindlichen) Öls nicht negativ beeinflussen. Zusatzstoffe müssen aschefrei (z. B. zinkfrei) sein. Sauberkeit des Turbinenöls in Tanks gem ISO 4406 sollte innerhalb von 15/12 liegen. Es ist notwendig, den Kontakt zwischen Turbinenöl und verschiedenen Schaltkreisen, Drähten, Kabeln und Isoliermaterialien, die Silikone enthalten, vollständig auszuschließen (bei der Herstellung und Verwendung strikt einzuhalten).

4. Turbinenschmierstoffe

Für Gas- und Dampfturbinen werden als Schmierstoffe meist spezielle paraffinische Mineralöle verwendet. Sie dienen dem Schutz von Turbinen- und Generatorwellenlagern sowie Getrieben entsprechender Bauart. Diese Öle können auch als Hydraulikflüssigkeit in Steuerungs- und Sicherheitssystemen verwendet werden. In hydraulischen Systemen, die unter Drücken von ca. 40 atm arbeiten (bei getrennten Kreisläufen für Schmieröl und Steueröl, sogenannte Spiralkreislaufsysteme), werden schwer entflammbare synthetische Flüssigkeiten wie z HDF-R. Überarbeitet im Jahr 2001 LÄRM 51 515 mit dem Titel „Schmierstoffe und Steuerflüssigkeiten für Turbinen“ (Teil 1). -GMBH offizieller Dienst, Spezifikationen) und die neuen sogenannten Hochtemperatur-Turbinenöle sind in beschrieben LÄRM 1515, Teil 2 (Teil 2- L-TG Schmierstoffe und Steuerflüssigkeiten für Turbinen – für Hochtemperatur-Betriebsbedingungen, Spezifikationen). Der nächste Standard ist ISO 6743, Teil 5, Familie T(Turbinen), Klassifizierung von Turbinenölen; letzte Option Standard LÄRM 51 515, veröffentlicht 2001/2004, enthält eine Klassifizierung von Turbinenölen, die in der Tabelle aufgeführt ist. 1.

Die Anforderungen in LÄRM 51 515-1 – Öle für Dampfturbinen und LÄRM 51 515-2 – Hochtemperatur-Turbinenöle, aufgeführt in der Tabelle. 2 und 3.

Atmosphärische Luft gelangt über ein Filtersystem in den Lufteinlass 1 und wird dem Eingang eines mehrstufigen Axialkompressors 2 zugeführt. Der Kompressor komprimiert die atmosphärische Luft und führt sie unter hohem Druck der Brennkammer 3 zu, wo sie über Düsen zugeführt wird eine bestimmte Menge von Gasbrennstoff. Luft und Kraftstoff vermischen sich und entzünden sich. Das Kraftstoff-Luft-Gemisch verbrennt und setzt dabei eine große Energiemenge frei. Die Energie der gasförmigen Verbrennungsprodukte wird durch die Rotation der Turbinenschaufeln 4 durch Heißgasstrahlen in mechanische Arbeit umgewandelt. Ein Teil der resultierenden Energie wird für die Luftkompression im Turbinenkompressor 2 aufgewendet. Der Rest der Arbeit wird über die Antriebsachse 7 auf den elektrischen Generator übertragen. Diese Arbeit ist die Nutzarbeit der Gasturbine. Verbrennungsprodukte, die eine Temperatur von etwa 500–550 °C haben, werden über den Abgastrakt 5 und den Turbinendiffusor 6 abgeführt und können beispielsweise in einem Wärmetauscher zur Gewinnung von Wärmeenergie weiterverwendet werden.

ISO 6743-5 klassifiziert Turbinenöle nach ihrem Verwendungszweck (für Dampf- oder Gasturbinen) und nach dem Gehalt an Hochdruckwirkstoffen (Tabelle 4).

Spezifikation gem ISO 6743-5 und in Übereinstimmung mit ISO-CD 8086 „Schmierstoffe. Industrieöle und verwandte Produkte (Klasse L)-Familie T(Turbinenöle), ISO-L-T wird noch geprüft“ (2003).
Auch synthetische Flüssigkeiten wie PAO und Phosphorsäureester werden in beschrieben ISO-CD 8068 2003 (siehe Tabelle 5).

5. Ölzirkulationskreise der Turbine

Bei der Schmierung von Turbinen in Kraftwerken spielen Ölkreisläufe eine besonders wichtige Rolle. Dampfturbinen sind typischerweise mit Öldruck- und Steuerkreisläufen sowie separaten Tanks für die Schmieröl- und Steuerölkreisläufe ausgestattet.
Unter normalen Betriebsbedingungen saugt die von der Turbinenwelle angetriebene Hauptölpumpe Öl aus dem Vorratsbehälter an und pumpt es in die Steuer- und Lagerschmierkreise. Die Druck- und Steuerkreise stehen normalerweise unter einem Druck im Bereich von 10–40 atm (der Druck der Hauptturbinenwelle kann 100–200 atm erreichen). Die Temperatur im Ölbehälter liegt zwischen 40 und 60 °C. Die Ölzufuhrgeschwindigkeit zu den Vorlaufkreisen liegt zwischen 1,5 und 4,5 m/s (ca. 0,5 m/s im Rücklauf). Das gekühlte und durch die Druckminderventile geleitete Öl gelangt unter einem Druck von 1-3 atm in die Lager der Turbine, des Generators und möglicherweise des Getriebes. Einzelne Öle werden unter einem Druck, der dem Atmosphärendruck entspricht, in den Öltank zurückgeführt. In den meisten Fällen verfügen Turbinen- und Generatorwellenlager über Weißmetallauskleidungen. Axiale Belastungen werden in der Regel von Lagern aufgenommen. Der Schmierölkreislauf einer Gasturbine ähnelt grundsätzlich dem einer Dampfturbine. Allerdings kommen in Gasturbinen teilweise auch Wälzlager und Gleitlager zum Einsatz.
Große Ölkreisläufe sind mit Zentrifugalfiltrationssystemen ausgestattet. Diese Systeme sorgen für die Entfernung kleinster Schadstoffpartikel sowie von Alterungsprodukten und Schlamm. Abhängig von der Größe der Turbine wird in Transfersystemen das Öl alle fünf Stunden mit speziellen Pumpen durch Filter geleitet. Das Öl wird am tiefsten Punkt des Öltanks entnommen und unmittelbar vor der Rückführung gefiltert. Wenn Öl aus dem Hauptstrom entnommen wird, sollte die Durchflussrate auf 2-3 % der Hauptpumpenleistung reduziert werden. Häufig kommen folgende Gerätetypen zum Einsatz: Ölzentrifugen, Papierfilter, Feinzellulose-Patronenfilter und Filtereinheiten mit Abscheidern. Empfehlenswert ist auch die Verwendung eines Magnetfilters. Manchmal sind Nebenstrom- und Hauptstromfilter mit Kühlvorrichtungen ausgestattet, um die Temperatur des gefilterten Öls zu senken. Besteht die Möglichkeit, dass Wasser, Dampf oder andere Verunreinigungen in das System gelangen, muss das Öl mithilfe eines mobilen Filters oder einer Zentrifuge aus dem Behälter entfernt werden können. Hierzu ist es erforderlich, am Boden des Behälters ein spezielles Verbindungsrohr vorzusehen, das auch zur Entnahme von Ölproben genutzt werden kann.
Die Ölalterung hängt auch davon ab, wie und mit welcher Geschwindigkeit das Öl durch den Kreislauf gepumpt wird. Wird das Öl zu schnell gefördert, wird die überschüssige Luft verteilt bzw. gelöst (Problem: Kavitation in Lagern, vorzeitige Alterung etc.). Es kann auch zu einer Schaumbildung des Öls im Ölbehälter kommen, die sich jedoch meist schnell auflöst. Die Entlüftung und Schaumbildung im Öltank kann durch verschiedene technische Maßnahmen positiv beeinflusst werden. Zu diesen Maßnahmen gehören Öltanks mit größerer Oberfläche und Rücklaufkreisläufe mit Rohren mit größerem Querschnitt. Auch einfache Maßnahmen, wie die Rückführung des Öls in den Behälter durch ein umgekehrtes U-förmiges Rohr, wirken sich positiv auf die Entlüftungsfähigkeit des Öls aus und haben eine gute Wirkung. Auch der Einbau eines Chokes in einen Tank führt zu positiven Ergebnissen. Diese Maßnahmen verlängern die Zeit, in der Wasser und feste Verunreinigungen aus dem Öl entfernt werden können.

6. Spülölkreisläufe der Turbine

Alle Ölleitungen müssen vor der Inbetriebnahme mechanisch gereinigt und gespült werden. Auch Verunreinigungen wie Reinigungsmittel und Korrosionsschutzmittel (Öle/Fette) sollten aus dem System entfernt werden. Dann müssen Sie Öl zum Spülen einfüllen. Für die Spülung werden etwa 60-70 % der gesamten Ölmenge benötigt. Die Spülpumpe muss mit voller Leistung laufen. Es wird empfohlen, das Lager auszubauen und vorübergehend durch ein sauberes zu ersetzen (um zu verhindern, dass Verunreinigungen in den Spalt zwischen Welle und Lagerschalen gelangen). Das Öl sollte wiederholt auf eine Temperatur von 70 °C erhitzt und dann auf 30 °C abgekühlt werden. Die Ausdehnung und Kontraktion der Rohrleitung und der Armaturen dient dazu, Schmutz aus dem Kreislauf zu entfernen. Wellenlagerschalen müssen regelmäßig gewaschen werden, um hohe Betriebsgeschwindigkeiten aufrechtzuerhalten. Nach 24 Stunden Spülzeit können die Ölfilter, Ölsiebe und Lagerölsiebe eingebaut werden. Mobile Filtereinheiten, die ebenfalls eingesetzt werden können, dürfen eine Zellgröße von maximal 5 Mikrometern haben. Alle Teile der Ölversorgungskette, einschließlich Ersatzausrüstung, müssen gründlich gespült werden. Alle Komponenten und Teile der Anlage müssen von außen gereinigt werden. Anschließend wird das Spülöl aus dem Öltank und den Kühlern abgelassen. Eine Wiederverwendung ist ebenfalls möglich, allerdings nur nach einer Feinstfiltration (Bypass-Filtration). Darüber hinaus muss das Öl zunächst gründlich analysiert werden, um sicherzustellen, dass es den Spezifikationsanforderungen entspricht. LÄRM 51 515 oder Sonderausstattungen. Das Spülen sollte so lange fortgesetzt werden, bis keine festen Verunreinigungen mehr auf dem Filter festgestellt werden und/oder nach 24 Stunden ein messbarer Anstieg des Bypass-Filterdrucks zu verzeichnen ist. Es wird empfohlen, das Spülen über einen Zeitraum von mehreren Tagen durchzuführen und anschließend eine Ölanalyse durchzuführen etwaige Änderungen oder Reparaturen. .

7. Überwachung und Wartung von Turbinenölen

Unter normalen Bedingungen reicht es völlig aus, das Öl im Abstand von 1 Jahr zu überwachen. In der Regel wird dieser Vorgang in den Laboren des Herstellers durchgeführt. Darüber hinaus ist eine wöchentliche Sichtprüfung erforderlich, um eine rechtzeitige Erkennung und Entfernung von Ölverunreinigungen sicherzustellen. Die zuverlässigste Methode ist die Filterung des Öls mittels einer Zentrifuge im Bypass-Kreislauf. Beim Betrieb einer Turbine sollte man die Belastung der die Turbine umgebenden Luft mit Gasen und anderen Partikeln berücksichtigen. Eine Methode wie das Auffüllen verlorenen Öls (Auffrischen der Additivmengen) ist eine Überlegung wert. Filter, Siebe sowie Parameter wie Temperatur und Ölstand sollten regelmäßig überprüft werden. Bei längerem Stillstand (mehr als zwei Monate) sollte das Öl täglich umgewälzt und der Wassergehalt des Öls regelmäßig überprüft werden. Abfallkontrolle:
. feuerbeständige Flüssigkeiten in Turbinen;
. Altschmieröle in Turbinen;
. Altöle in Turbinen.
im Labor des Öllieferanten durchgeführt. IN VGB Kraftwerktechnic Merkblätter, Deutschland ( VGB- Verband Deutscher Kraftwerke) beschreibt die Analyse sowie die geforderten Werte der verschiedenen Eigenschaften.

8. Lebensdauer von Dampfturbinenölen

Die typische Lebensdauer von Dampfturbinen beträgt 100.000 Stunden, allerdings ist der Antioxidantiengehalt auf 20-40 % des Gehalts im Frischöl reduziert (Oxidation, Alterung). Die Turbinenlebensdauer hängt weitgehend von der Qualität des Turbinengrundöls, den Betriebsbedingungen wie Temperatur und Druck, der Öldurchflussrate, der Filterung und Wartung und schließlich von der Menge des zugeführten Frischöls ab (dies trägt zur Aufrechterhaltung eines angemessenen Additivspiegels bei). Die Öltemperatur in der Turbine hängt von der Lagerbelastung, der Lagergröße und der Öldurchflussmenge ab. Strahlungswärme kann ebenfalls ein wichtiger Parameter sein. Der Ölumlauffaktor, also das Verhältnis zwischen der Durchflussmenge h -1 und dem Volumen des Behälters mit Öl, sollte im Bereich von 8 bis 12 h -1 liegen. Dieser relativ niedrige Ölzirkulationsfaktor gewährleistet eine effiziente Trennung gasförmiger, flüssiger und fester Verunreinigungen, während Luft und andere Gase in die Atmosphäre abgegeben werden können. Darüber hinaus reduzieren niedrige Umwälzfaktoren die thermische Belastung des Öls (bei Mineralölen verdoppelt sich die Oxidationsrate bei einer Temperaturerhöhung von 8-10 K). Während des Betriebs werden Turbinenöle erheblich mit Sauerstoff angereichert. Turbinenschmierstoffe sind an mehreren Stellen rund um die Turbine der Luft ausgesetzt. Die Lagertemperaturen können mithilfe von Thermoelementen gesteuert werden. Sie sind sehr hoch und können bis zu 100 °C erreichen, im Schmierspalt sogar noch höher. Die Lagertemperaturen können bei lokaler Überhitzung bis zu 200 °C betragen. Solche Bedingungen können nur bei großen Ölmengen und hohen Umlaufgeschwindigkeiten auftreten. Die Temperatur des aus den Gleitlagern abgelassenen Öls liegt normalerweise im Bereich von 70–75 °C und die Temperatur des Öls im Tank kann je nach Ölzirkulationsfaktor 60–65 °C erreichen. Das Öl bleibt 5-8 Minuten im Tank. Während dieser Zeit wird die vom Ölstrom mitgerissene Luft entlüftet, feste Schadstoffe fallen aus und werden freigesetzt. Bei höheren Tanktemperaturen können Additivbestandteile mit höherem Dampfdruck verdampfen. Durch den Einbau von Dunstabzugsgeräten wird das Verdunstungsproblem komplexer. Die maximale Temperatur von Gleitlagern wird durch die Grenztemperaturen von Weißmetalllagerschalen begrenzt. Diese Temperaturen liegen bei etwa 120°C. Derzeit werden Lagerschalen aus Metallen entwickelt, die weniger empfindlich gegenüber hohen Temperaturen sind.

9. Öle für Gasturbinen – Anwendung und Anforderungen

Gasturbinenöle werden in stationären Turbinen zur Erzeugung von Strom oder Wärmeenergie eingesetzt. Kompressorgebläse erhöhen den Gasdruck, der den Brennkammern zugeführt wird, auf 30 atm. Die Verbrennungstemperaturen hängen vom Turbinentyp ab und können 1000 °C (normalerweise 800–900 °C) erreichen. Die Abgastemperaturen liegen üblicherweise bei etwa 400–500 °C. Gasturbinen mit einer Leistung von bis zu 250 MW werden in städtischen und vorstädtischen Dampfheizanlagen, in der Papier- und Chemieindustrie eingesetzt. Die Vorteile von Gasturbinen sind ihre Kompaktheit, Anlaufgeschwindigkeit (<10 минут), атакже в малом расходе масла и воды. Масла для паровых турбин на базе минеральных масел применяются для обычных газовых турбин. Однако следует помнить о том, что температура некоторых подшипников в газовых турбинах выше, чем в паровых турбинах, поэтому возможно преждевременное старение масла. Кроме того, вокруг некоторых подшипников могут образовываться «горячие участки», где локальные температуры достигают 200—280 °С, при этом температура масла в баке сохраняется на уровне порядка 70—90 °С (горячий воздух и горячие газы могут ускорить процесс старения масла). Температура масла, поступающего в подшипник, чаще всего бывает в пределах 50— 55 °С, а температура на выходе из подшипника достигает 70—75 °С. В связи с тем, что объем газотурбинных масел обычно меньше, чем объем масел в паровых турбинах, а скорость циркуляции выше, их срок службы несколько короче. Объем масла для электрогенератора мощностью 40—60 МВт («General Electric“) beträgt ca. 600-700 l, die Öllebensdauer beträgt 20.000-30.000 Stunden. Für diese Anwendungen eignen sich teilsynthetische Turbinenöle (speziell mit Wasserstoff behandelte Grundöle) – sogenannte Gruppe-III-Öle – oder vollsynthetische Öle auf Basis synthetischer PAOs empfohlen. In der zivilen und militärischen Luftfahrt werden Gasturbinen als Traktionsmotoren eingesetzt. Da die Temperatur in diesen Turbinen sehr hoch ist, sind spezielle niedrigviskose ( ISO VG 10, 22) synthetische Öle auf Basis gesättigter Ester (z. B. Öle auf Basis von Polyolestern). Diese synthetischen Ester werden zur Schmierung von Flugzeugtriebwerken oder Turbinen verwendet und verfügen über einen hohen Viskositätsindex, gute thermische Stabilität, Oxidationsstabilität und hervorragende Tieftemperatureigenschaften. Einige dieser Öle enthalten Zusatzstoffe. Ihr Fließpunkt liegt zwischen -50 und -60 °C. Schließlich müssen diese Öle alle Motorenölspezifikationen für militärische und zivile Flugzeuge erfüllen. Flugzeugturbinenschmieröle können teilweise auch zur Schmierung von Hubschrauber-, Schiffs-, stationären und Industrieturbinen verwendet werden. Flugzeugturbinenöle mit speziellen naphthenischen Grundölen ( ISO VG 15-32) mit guten Tieftemperatureigenschaften.

10. Feuerbeständige Flüssigkeiten, die kein Wasser enthalten und in Kraftwerken verwendet werden

Aus Sicherheitsgründen werden in feuergefährdeten Steuer- und Regelkreisen schwer entflammbare Flüssigkeiten eingesetzt. In Kraftwerken betrifft dies beispielsweise Hydrauliksysteme in Hochtemperaturbereichen, insbesondere in der Nähe von Heißdampfleitungen. In Kraftwerken verwendete feuerhemmende Flüssigkeiten enthalten im Allgemeinen kein Wasser; Dabei handelt es sich um synthetische Flüssigkeiten auf Basis von Phosphorsäureestern (z.B DFD-R Von LÄRM 51 502 oder ISO VG 6743-0, ISO VG 32-68). Diese HFD-Flüssigkeiten weisen die folgenden Merkmale auf. Spezifikationen für Turbinenflüssigkeiten auf Basis komplexer Triarylphosphate sind in beschrieben ISO/DIS 10 050 - Kategorie ISO-L-TCD. Ihrer Meinung nach müssen solche Flüssigkeiten Folgendes haben:
. Feuer Beständigkeit;
. Selbstentzündungstemperatur über 500 °C;
. Beständigkeit gegen Autooxidation bei Oberflächentemperaturen bis 300 °C;
. gute Schmiereigenschaften;
. guter Korrosions- und Verschleißschutz;
. gute Alterungsbeständigkeit;
. gute Demulgierbarkeit;
. geringe Schaumbildung;
. gute Entlüftungseigenschaften und niedriger Sättigungsdampfdruck.
Zur Verbesserung der Oxidationsstabilität werden teilweise Additive (ggf. Schauminhibitoren) sowie Rost- und Korrosionsinhibitoren eingesetzt. Laut dem 7. Luxemburger Bericht ( Der 7. Luxemburger Bericht) maximal zulässige Temperatur HFD Die Temperatur von Flüssigkeiten in hydrodynamischen Systemen beträgt 150 °C und die konstante Temperatur von Flüssigkeiten sollte 50 °C nicht überschreiten. Diese synthetischen Phosphorsäureesterflüssigkeiten werden typischerweise in Steuerkreisläufen verwendet, in einigen Sonderfällen werden sie jedoch auch zur Schmierung von Wälzlagern in Turbinen (und anderen hydraulischen Systemen in Dampf- und Gasturbinen) verwendet. Allerdings müssen Systeme so konzipiert sein, dass sichergestellt ist, dass diese Flüssigkeiten verwendet werden ( HFD- verträgliche Elastomere, Farben und Beschichtungen). Standard (E)DIN 51 518 listet die Mindestflüssigkeitsanforderungen für Kraftwerkssteuerungssysteme auf. Weitere Informationen finden Sie in den Anleitungen und Spezifikationen zu feuerhemmenden Flüssigkeiten, z.B. VDMA Blatt 24317 und in SETOR Empfehlungen R 39 N und R 97 H. Informationen zum Ersetzen einer Flüssigkeit durch eine andere finden Sie in VDMA Blatt 24314 und SETOR Rp 86 H.

11. Schmierung von Wasserturbinen und Wasserkraftwerken

Das Personal von Wasserkraftwerken muss besonders auf den Einsatz wassergefährdender Stoffe wie Schmierstoffe achten. Wasserkraftwerke verwenden Öle sowohl mit als auch ohne Zusatzstoffe. Sie werden zur Schmierung von Lagern und Getrieben an Haupt- und Nebenaggregaten sowie Steuer- und Regelgeräten eingesetzt. Bei der Auswahl der Schmierstoffe sollten die spezifischen Betriebsbedingungen in Wasserkraftwerken berücksichtigt werden. Öle müssen gute wasserabgebende und entlüftende Eigenschaften, geringe Schaumbildung, gute Korrosionsschutzeigenschaften und hohe Verschleißschutzeigenschaften aufweisen ( FZG Belastungsstufe in Getrieben), gute Alterungsbeständigkeit und Verträglichkeit mit Standard-Elastomeren. Da es keine etablierten Standards für hydraulische Turbinenöle gibt, stimmen die Grundanforderungen für diese mit den Spezifikationen für allgemeine Turbinenöle überein. Die Viskosität von Ölen für Wasserturbinen hängt von der Art und Konstruktion der Turbine sowie von der Betriebstemperatur ab und kann zwischen 46 und 460 mm 2 /s (bei 40 °C) liegen. Für solche Turbinen werden Schmieröle und Öle für Steuerungssysteme dieser Art verwendet T.D. Und GMBH Von LÄRM 51 515. In den meisten Fällen kann das gleiche Öl zur Schmierung von Lagern, Getrieben und Steuerungssystemen verwendet werden. Typischerweise liegt die Viskosität solcher Turbinen- und Lageröle im Bereich von 68 bis 100 mm 2 /Sek. Beim Starten von Turbinen sollte die Temperatur der in Steuersystemen verwendeten Öle nicht unter 5 °C und die Temperatur der Öle zur Schmierung von Lagern nicht unter 10 °C liegen. Wenn sich Geräte in kalten Umgebungen befinden, wird der Einbau von Ölheizungen dringend empfohlen. Öle für Wasserturbinen unterliegen keiner starken thermischen Belastung und ihre Volumina in Lagerstätten sind recht groß. In dieser Hinsicht ist die Lebensdauer von Turbinenölen recht hoch. In Wasserkraftwerken können die Ölprobenentnahmeintervalle zur Analyse entsprechend verlängert werden. Besonderes Augenmerk sollte auf die Abdichtung der Zirkulationskreisläufe der Turbinenschmieröle gelegt werden, um das Eindringen von Wasser in das System zu verhindern. In den letzten Jahren wurden biologisch abbaubare Turbinenöle auf Basis gesättigter Ester erfolgreich eingesetzt. Im Vergleich zu Mineralölen sind diese Produkte leichter biologisch abbaubar und fallen in eine geringere Kategorie wassergefährdender Stoffe. Darüber hinaus Hydrauliköle vom Typ HLP46 (mit zinkfreien Zusätzen), biologisch schnell abbaubare Flüssigkeiten HEES 46 und Fette NLGI Die Klassen 2 und 3 werden in Wasserkraftwerken eingesetzt.

Roman Maslow.
Basierend auf Materialien aus ausländischen Publikationen.