标准编号:	GB/T 14541-2017
中文名称:	电厂用矿物涡轮机油维护管理导则
英文名称:	Guide for maintenance and supervision of in-service mineral turbine oil used for power plants
中标分类:	F24    电力试验技术
行业分类:	GB    国家标准
ICS分类:	27.100 27.100    电站综合 27.100
发布机构:	中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 中国国家标准化管理委员会
发布日期:	2017-05-12
实施日期:	2017-12-1
标准状态:	valid
替代旧标准:	GB/T 14541-2005 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则
翻译语言:	英文
文件格式:	PDF
中文字符数:	25000 字
翻译价格(元):	1500.0
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Codeofchina.com is in charge of this English translation. In case of any doubt about the English translation, the Chinese original shall be considered authoritative. This standard is developed in accordance with the rules given in GB/T 1.1-2009. This standard replaces GB/T 14541-2005 Guide for maintenance and supervision of in-service mineral turbine oil used for power plants, and has the following main technical changes, in addition to editorial changes, made with respect to GB/T 14541-2005: ——The name and scope of the standard are modified, and steam turbine oil is changed to turbine oil; ——The standards referred in the "Normative references" are modified; ——The contents in regard to "factors affecting service life of turbine oil and severity of turbine oil" in the text are moved to the annex; ——The properties of turbine oil are added; ——The quality index of rotating bomb oxidation test (RBOT) during the acceptance of new oil is modified; ——The items that shall be tested during the acceptance of new oil are added; ——The quality index and inspection cycle of in-service oil are modified; ——The requirements for oil replenishment are modified; ——The requirements for oil change are added; ——The contents in regard to oil treatment and additives in the maintenance of in-service turbine oil are modified; ——Annex C "Determination of oxidation stability of lubricating oils by RBOT method" is deleted. This standard was proposed by the China Electricity Council (CEC). This standard is under the jurisdiction of the National Technical Committee on Electrochemistry of Standardization Administration of China (SAC/TC 322). The previous editions of the standard replaced by this standard are as follows: ——GB/T 14541-1993, GB/T 14541-2005. Guide for maintenance and supervision of in-service mineral turbine oil used for power plants 1 Scope This standard specifies the maintenance and supervision of mineral turbine oil used for lubrication and speed regulation of turbine, water turbine and gas turbine systems in power plants. It may also be referred to for maintenance and supervision of mineral turbine oil used for auxiliary equipment such as phase modifier and feed pump. This standard is applicable to the maintenance and supervision of mineral turbine oil used for lubrication and speed regulation of turbine, water turbine and gas turbine systems in power plants. This standard is not applicable to a variety of non-mineral synthetic fluids used for lubrication and speed regulation of turbine. 2 Normative references The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies. GB/T 264 Petroleum products—Determination of acid number GB/T 265 Petroleum products—Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity GB/T 267 Petroleum products—Determination of flash and fire points—Open cup GB/T 3536 Petroleum products—Determination of flash and fire points—Cleveland open cup method GB/T 7596 Quality criteria of turbine oils in service for power plants GB/T 7597 Method of sampling for transformer and turbine oils in electric power industry GB/T 7600 Determination of water content in transformer oils in service by coulometric method GB/T 7602.1 Determination of T501 oxidation inhibitor content in transformer oil or turbine oil—Part 1: Spectrophotometric method GB/T 7605 Determination of clemulsibility characteristics of turbine oils in service GB/T 8926 Standard test method for insolubles in used lubricating oils GB 11120 Lubricating oils for turbines GB/T 11143 Standard test method for rust-preventing characteristics of inhibited mineral oil in the presence of water GB/T 12579 Determination of foaming characteristics of lubricating oils DL/T 429.1 Determination of transparency of electric power oils DL/T 429.6 Determination of open cup ageing of power oils DL/T 429.7 Determination of sludge for electric power oils DL/T 432 Determination of particulate contamination in oil SH/T 0168 Petroleum products—Determination of chromaticity SH/T 0193 Lubricating oils—Determination of oxidation stability—Rotating pressure vessel method SH/T 0308 Determination method for air release value of lubricating oil SAE AS4059F Aerospace fluid power—Contamination classification for hydraulic fluid ASTM D6971 Standard test method for measurement of hindered phenolic and aromatic amine antioxidant content in non-zinc turbine oils by linear sweep voltammetry 3 Properties of turbine oil 3.1 Most turbine oils are made of highly refined paraffin-based mineral oil compounded with antioxidants and rust inhibitors. Depending upon their quality grade, small amounts of other additives, such as metal deactivators, extreme pressure additives and defoamers, may also be present. The primary function of turbine oil is to lubricate and cool bearings and gears. In some equipment, turbine oil can also function as governor hydraulic oil. 3.2 New turbine oils shall have good oxidation resistance, provide adequate anti-rust, anti-emulsification and anti-foaming properties, and inhibit the formation of sludge and paint film deposit. Factors affecting the service life of turbine oil are: type and design of system, pre-operational conditions of oil system, quality of original oil, operating conditions of system, contamination of oils, oil replenishment rate, and treatment and storage conditions of oils (see Annex A). For a given turbine, the combination of all of the above factors determines its severity. The higher the severity of the turbine system, the shorter the service life of a given oil. See Annex B for an effective method to determine the severity of a turbine. 4 Sampling 4.1 Setting and selection of sampling points 4.1.1 Sampling points shall be set at the outlet of oil cooler, at the bottom of oil tank, in front of the oil system filter, behind the filter, and on the oil return main pipe. 4.1.2 In addition to the oil drain port, special sampling points shall be set separately at the bottom of the tank. 4.1.3 The sampling points shall support repetitive and representative sampling, and the measurement result is related to the sampling location. 4.2 Sampling container 4.2.1 The sampling container for routine test should be a 500 mL to 1 000 mL ground glass stoppered bottle, which is prepared in accordance with the requirements of GB/T 7597. 4.2.2 The sampling container for particulate contamination level test shall be a 250 mL special sampling bottle, which is prepared in accordance with the requirements of DL/T 432. 4.2.3 Non-glass containers shall be made of oil-resistant materials (including liners, cap liners made of aluminum foil). 4.3 Sampling of new oil on delivery 4.3.1 If the new oil is delivered in barrels, the number and method of sampling shall be in accordance with GB/T 7597. Samples shall be taken from the bottom that may be the most polluted, and the upper oil sample may be taken when necessary. If it is suspected that most of the barreled oil is not uniform, the oil shall be sampled one by one, and the brand and mark of each barrel shall be checked. In addition, each barrel of oil shall be visually inspected. 4.3.2 If the new oil is delivered by a tanker, samples shall be taken from the lower valve. Before sampling, wipe up the valve conduit first. If necessary, oil samples shall also be taken from the upper and middle parts. 4.3.3 If delivered by shipment, samples shall be taken with an external flexible pipe or from the lower part of the cabin, or may be taken from the special ship tank. 4.3.4 Before sampling with an external flexible pipe or from the valve conduit at the bottom of the tank, these pipes shall be flushed with oil, and a certain flow rate shall be maintained during sampling. 4.3.5 During the acceptance of new oil, generally more than two portions of sample shall be taken. In addition to the amount required for the test, more than one portion of sample shall be kept for review or arbitration. 4.3.6 Samples used for particulate contamination level test shall not be mixed and individual oil samples shall be tested separately. 4.4 Sampling of in-service oil 4.4.1 The in-service oil used for supervision test shall be taken from the outlet of the oil cooler. When inspecting the oil for impurities and moisture, samples shall be taken from the bottom of the tank; when the system is flushed, sampling point shall be added on the pipes. 4.4.2 When sampling from the oil return main pipe, the oil in the pipe shall be free to flow without dead angle. Prior to sampling, the sampling port shall be flushed with oil. The amount of oil used for flushing depends on the length and diameter of the sampling pipe and shall not be less than twice the volume of the sampling pipe. The flushing oil shall be collected into a waste oil barrel for disposal uniformly. 4.4.3 If any abnormality is found in the samples taken, samples shall be taken again from different sampling locations to track the source of contaminants or to find other causes. Samples are not representative in the following cases: a) The sample taken has a large difference in temperature from the oil in the system; b) The color of the oil is inconsistent or greatly different from that of the oil sample taken; c) The sample taken from the storage tank has a large difference in viscosity at the same temperature.

Foreword i 1 Scope 2 Normative references 3 Properties of turbine oil 4 Sampling 5 Acceptance of new oil 6 Quality standard of in-service oil 7 Supervision of turbine oil in service 8 Oil compatibility (mixed oil) 9 Oil change 10 Maintenance of turbine oil in service 11 Technical management and safety requirements Annex A (Informative) Operating factors affecting service life of turbine oil Annex B (Informative) Determination and calculation method of turbine severity Annex C (Normative) SAE AS4059F particulate contamination classification standard Annex D (Informative) Technical flushing measures for oil system Annex E (Informative) Properties and quality standards of materials used for turbine oil maintenance

电厂用矿物涡轮机油维护管理导则 1 范围 本标准规定了电厂汽轮机、水轮机和燃气轮机系统用于润滑和调速的矿物涡轮机油的维护管理；调相机及给水泵等辅助设备所用的矿物涡轮机油的维护管理也可参照执行。 本标准适用于电厂汽轮机、水轮机和燃气轮机系统用于润滑和调速的矿物涡轮机油的维护管理。 本标准不适用于各种用于汽轮机润滑和调速的非矿物质的合成液体。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB/T 264石油产品酸值测定法 GB/T 265石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法 GB/T 267石油产品闪点与燃点测定法(开口杯法) GB/T 3536石油产品闪点与燃点测定法 克利夫兰开口杯法 GB/T 7596 电厂用运行中汽轮机油质量标准 GB/T 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法 GB/T 7600运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB/T 7602.1 变压器油、汽轮机油中T501抗氧化剂含量测定法 第1部分：分光光度法 GB/T 7605运行中汽轮机油破乳化度测定法 GB/T 8926在用的润滑油不溶物测定法 GB 11120 涡轮机油 GB/T 11143加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验法 GB/T 12579润滑油泡沫特性测定法 DL/T 429.1 电力系统油质试验方法——透明度测定法 DL/T 429.6 电力系统油质试验方法——运行油开口杯老化测定法 DL/T 429.7 电力系统油质试验方法——油泥析出测定法 DL/T 432 电力用油中颗粒污染度测量方法 SH/T 0168石油产品色度测定法 SH/T 0193 润滑油氧化安定性测定法(旋转氧弹法) SH/T 0308 润滑油空气释放值测定法 SAE AS4059F颗粒污染度分级标准(Aerospace fluid power—Contamination classification for hydraulic fluid) ASTM D6971 用线性扫描伏安法测量无锌涡轮机油中受阻酚和芳香胺抗氧化剂含量的标准试验方法(Standard test method for measurement of hindered phenolic and aromatic amine antioxidant con-tent in non-zinc turbine oils by linear sweep voltammetry) 3涡轮机油的性能 3.1 多数涡轮机油由高度精炼的石蜡基矿物油复合抗氧化和防锈剂而成，依据其质量等级的不同，也可能存在少量的其他添加剂，如金属钝化剂、极压添加剂和消泡剂。涡轮机油的主要功能是润滑和冷却轴承及齿轮。在有些设备中，涡轮机油也可充当调速液压油。 3.2新涡轮机油应具有良好的抗氧化性，并提供足够的防锈性、抗乳化性以及抗泡沫特性，同时能抑制油泥和漆膜沉积物的形成。影响涡轮机油使用寿命的因素有：系统的类型和设计、油系统运行前条件、原始油的质量、系统的运行条件、油品受污染状况、补油率以及油品的处理和存储条件(参见附录A)。对于给定的涡轮机，所有上述影响因素的组合决定其严重程度。汽轮机系统的严重程度越高，给定油的运行寿命越短。确定汽轮机严重程度的有效方法参见附录B。 4取样 4.1取样点的设置及选择 4.1.1 应在冷油器出口、油箱底部、油系统过滤器的前、过滤器后及回油母管的管道上设置取样点。 4.1.2油箱底部除应有放油口外，应单独设置专用取样点。 4.1.3取样点应支持重复性及代表性取样，测定结果与采样位置有关。 4.2取样容器 4.2.1 常规试验取样容器宜为500 mL～1 000 mL磨口具塞玻璃瓶，参照GB/T 7597要求准备。 4.2.2 颗粒污染等级取样容器应使用250 mL专用取样瓶，参照DL/T 432要求准备。 4.2.3非玻璃的容器应使用耐油的材料(包括衬垫，铝箔制成的瓶盖衬垫)。 4.3新油交货时的取样 4.3.1 新油以桶装形式交货时，取样桶数和方法应按GB/T 7597方法进行。应从可能污染最严重的底部取样，必要时可抽取上部油样；如怀疑大部分桶装油有不均匀现象时，应对每桶油逐一取样，并应核对每桶的牌号、标志，同时对每桶油进行外观检查。 4.3.2新油以油槽车方式交货时，应从下部阀门处取样。取样时应先擦净阀门处导管。必要时还应抽检上、中部的油样。 4.3.3船装交货时，应用外接软管或从船舱下部取样，也可采用从专用船装油箱中取样的方式。 4.3.4用外接软管取样或从油箱底部的阀门导管处取样，应在取样前将这些管道用油冲洗后才能进行，同时取样时应维持一定的流速。 4.3.5新油验收，一般应取两份以上样品，除试验所需用量外，应保留存放一份以上样品，以备复核或仲裁用。 4.3.6用于颗粒污染等级测试的样品不得进行混合，应对单一油样分别进行测试。 4.4运行油的取样 4.4.1 用于监督试验的运行油应从冷油器出口取样；检查油中杂质和水分时，应从油箱底部取样；当系统进行冲洗时，应增设管道取样点。 4.4.2从回油母管中取样时，管道中的油应能自由流动而没有死角。取样前，取样口应用油进行冲洗，冲洗用的油量取决于取样管道的长度和直径，应不低于取样管道容积的两倍。冲洗油应收集到废油桶中统一处置。 4.4.3若发现所取样品有异常情况时，应从不同的取样位置再次取样，以跟踪污染物的来源或查找其他原因。出现下述几种情况的样品不具有代表性： a)所取样品与系统中油温度相差较大； b)油液颜色与所取油样颜色不一致或差异较大； c)取自储油箱的样品，在同一温度下黏度差异较大。 4.5样品标记 取样瓶上应贴好标签，标签应至少包括下述内容：单位名称、机组编号、油的黏度等级、取样部位、取样日期、取样人以及备注。 4.6样品保存 如果取样后不能立即测试，所取样品应避光，且在阴凉处存放。 5新油的验收 5.1 在新油交货时，应按照GB 11120标准对油品进行验收。此外，旋转氧弹还应符合表1的规定。 表1 新涡轮机油旋转氧弹质量标准 项目 质量指标 试验方法 旋转氧弹(150℃)/min 溶剂精制矿物油 加氢矿物油 ≥300 ≥1 000 SH/T 0193 5.2检验项目至少包括：外观、色度、运动黏度、黏度指数、倾点、密度、闪点、酸值、水分、泡沫性、空气释放值、铜片腐蚀、液相锈蚀、抗乳化性、旋转氧弹和清洁度(颗粒污染等级)。同时应向油品供应商索取氧化安定性、承载能力及过滤性的检测结果，并确保其符合GB 11120标准要求。 5.3应向油品供应商索取抗氧化剂的类型信息，并按照GB/T 7596或ASTM D6971中要求的试验方法进行抗氧化剂含量的测试，以此作为基准值，指导运行中抗氧化剂的监督以及添加。 5.4也可按照有关国际标准或双方合同约定的指标验收。 5.5所有样品应于取样后立即检查外观，验收试验应在设备注油前全部完成。 6运行油质量标准 6.1 运行中涡轮机油的质量标准应符合GB/T 7596的要求，具体见表2的规定。 表2运行中涡轮机油质量标准 序号 项目 质量指标 检验方法 1 外观 透明，无杂质或悬浮物 DL 429.1 2 色度 ≤5.5 GB/T 6540 3 运动黏度a(40℃)/(mm2/s) 32 不超过新油测定值±5％ GB/T 265 46 68 4 闪点(开口杯)/℃ ≥180，且比前次测定值不低10℃ GB/T 3536 5 颗粒污染等级b SAE AS4059F，级 ≤8 DL/T 432 表2(续) 序号 项目 质量指标 检验方法 6 酸值(以KOH计)/(mg/g) ≤0.3 GB/T 264 7 液相锈蚀c 无锈 GB/T 11143(A法) 8 抗乳化性c(54℃)/min ≤30 GB/T 7605 9 水分c/(mg/L) ≤100 GB/T 7600 10 泡沫性(泡沫倾向/泡沫稳定性)/(mL/mL) 24℃ ≤500/10 GB/T 12579 93.5℃ ≤100/10 后24℃ ≤500/10 11 空气释放值(50℃)/min ≤10 SH/T 0308 12 旋转氧弹值(150℃)/min 不低于新油原始测定值的25％，且汽轮机用油、水轮机用油≥100 燃气轮机用油≥200 SH/T 0193 13 抗氧剂含量/％ T501抗氧剂 不低于新油原始测定值的25％ GB/T 7602 受阻酚类或芳香胺类抗氧剂 ASTM D6971 a 32、46、68为GB/T 3141中规定的ISO黏度等级。 b对于100 MW及以上机组检测颗粒污染等级，对于100 MW以下机组目视检查机械杂质。对于调速系统或润滑系统和调速系统共用油箱使用矿物涡轮机油的设备，油中颗粒污染等级指标应参考设备制造厂提出的指标执行，SAE AS4059F颗粒污染分级标准参见附录A。 c对于单一燃气轮机用矿物涡轮机油，该项指标可不用检测。 6.2油系统检修后机组启动前，涡轮机油的颗粒污染等级应不大于SAE AS4059F标准中7级的要求，运动黏度、酸值、水分、抗乳化性及泡沫性应符合表2要求。 7运行中涡轮机油的监督 7.1 新油注入设备后的试验 7.1.1 当新油注入设备后，应在油系统内进行油循环冲洗，并外加过滤装置过滤。 7.1.2在系统冲洗过滤过程中，应取样测试颗粒污染等级，直至测试结果达到SAE AS4059F标准中7级或设备制造厂的要求，方能停止油系统的连续循环。 7.1.3取样化验颗粒污染等级合格后可停止过滤，同时取样进行油质全分析试验，试验结果应符合表2要求，如果新油和冲洗过滤后的样品之间存在较大的质量差异，应分析调查原因并消除。此次分析结果应作为以后的试验数据的比较基准。 7.2运行中油的检测项目及周期 7.2.1新机组投运24 h后，应检测油品外观、色度、颗粒污染等级、水分、泡沫性及抗乳化性。 7.2.2油系统检修后应取样检测油品的运动黏度、酸值、颗粒污染等级、水分、抗乳化性及泡沫性。 7.2.3运行人员每天应记录油品外观、油压、油温、油箱油位，定期记录油系统及过滤器的压差变化情况。 7.2.4正常运行过程中的试验项目及周期应符合表3的规定。 表3试验室试验项目及周期 序号 试验项目 投运一年内 投运一年后 蒸汽轮机 燃气轮机 水轮机 蒸汽轮机 燃气轮机 水轮机 1 外观 1周 2周 1周 2周 2 色度 1周 2周 1周 2周 3 运动黏度 3个月 6个月 6个月 1年 4 酸值 3个月 1个月 6个月 3个月 2个月 1年 5 闪点 必要时 必要时 6 颗粒污染等级 1个月 3个月 7 泡沫性 6个月 1年 1年 2年 8 空气释放值 必要时 必要时 9 水分 1个月 3个月 10 抗乳化性 6个月 6个月 11 液相锈蚀 6个月 6个月 12 旋转氧弹 1年 6个月 1年 1年 6个月 1年 13 抗氧剂含量 1年 6个月 1年 1年 6个月 1年 如发现外观不透明，则应检测水分和破乳化度。 如怀疑有污染时，则应测定闪点、抗乳化性能、泡沫性和空气释放值。 7.2.5补油后，应在油系统循环24 h后进行油质全分析。 7.2.6运行中系统的磨损、油品污染和油中添加剂的损耗状况，可以结合油中元素分析进行综合判断。 7.2.7如果油质异常，应缩短试验周期，必要时取样进行全分析。 7.3油质异常原因及处理措施 应根据表2运行涡轮机油质量标准的规定，对油质试验结果进行分析。如果油质指标超标，应查明原因，采取相应处理措施。运行涡轮机油油质指标超标的可能原因及参考处理方法见表4。在原因分析时还应考虑到补油(注油)或补加防锈剂等因素及可能发生的混油等情况。 表4运行中涡轮机油油质异常原因及处理措施 序号 项目 警戒极限 异常原因 处理措施 1 外观 1)乳化不透明 2)有颗粒悬浮物 3)有油泥 1)油中含水或被其他液体污染 2)油被杂质污染 3)油质深度劣化 1)脱水处理或换油 2)过滤处理 3)投入油再生装置或必要时换油 2 颜色 1)迅速变深 2)颜色异常 1)有其他污染物 2)油质深度劣化 3)添加剂氧化变色 1)换油 2)投入油再生装置 表4(续) 序号 项目 警戒极限 异常原因 处理措施 3 运动黏度(40℃)/(mm2/s) 比新油原始值相差±5％以上 1)油被污染 2)油质已严重劣化 3)加入高或低黏度的油 如果黏度低，测定闪点，必要时进行换油 4 闪点(开口)/ 比新油高或者低出15℃以上 油被污染或过热 查明原因，结合其他试验结果比较，考虑处理或换油 5 颗粒污染等级SAE AS4059级 >8 1)补油时带入颗粒 2)系统中进入灰尘 3)系统中锈蚀或部件有磨损 4)精密过滤器未投运或失效 5)油质老化产生软质颗粒 查明和消除颗粒来源，检查并启动精密过滤装置、清洁油系统，必要时投入油再生装置 6 酸值(以KOH计)/(mg/g) 增加值超过新油0.1以上 1)油温高或局部过热 2)抗氧化剂耗尽 3)油质劣化 4)油被污染 1)采取措施控制油温并消除局部过热 3)补加抗氧剂 4)投入油再生装置 5)结合旋转氧弹结果，必要时考虑换油 7 液相锈蚀a 有锈蚀 防锈剂消耗 添加防锈剂 8 抗乳化性a(54℃)/ min >30 油污染或劣化变质 进行再生处理，必要时换油 9 水分a/ (mg/L) >100 1)冷油器泄漏 2)油封不严 3)油箱未及时排水 检查破乳化度，启用过滤设备，排出水分，并注意观察系统情况消除设备缺陷 10 泡沫性/ mL 24℃及后24℃ 倾向性>500 稳定性>10 1)油质老化 2)消泡剂缺失 3)油质被污染 1)投入油再生装置 2)添加消泡剂 3)必要时换油 93.5℃ 倾向性>100 稳定性>10 11 空气释放值/min >10 油污染或劣化变质 必要时考虑换油 12 旋转氧弹(150℃)/ min 小于新油原始测定值的25％，或小于100 min 1)抗氧剂消耗 2)油质老化 1)添加抗氧剂 2)再生处理，必要时换油 13 抗氧剂 含量 小于新油原始测定值的25％ 1)抗氧剂消耗 2)错误补油 1)添加抗氧剂 2)检测其他项目，必要时换油 a表中除水分、液相锈蚀和抗乳化性试验项目外，其余项目均适用于燃气涡轮机油。 8油的相容性(混油) 8.1需要补充油时，应补加经检验合格与原设备中相同黏度等级及同一添加剂类型的涡轮机油。补油前应对运行油、补充油和混合油样进行油泥析出试验，混合油无油泥析出或混合油样的油泥不多于运行油的油泥方可补加。 8.2不同品牌、不同质量等级或不同添加剂类型的涡轮机油不宜混用，当不得不补加时，应满足下列条件才能混用： a)应对运行油、补充油和混合油进行质量全分析，试验结果合格，混合油样的质量应不低于未混合油中质量最差的一种油； b)应对运行油、补充油和混合油样进行开口杯老化试验，混合油样无油泥析出或混合油样的油泥不多于运行油的油泥，酸值不高于未混合油中质量最差的一种油。 8.3 油泥析出试验应按照DL/T 429.7或GB/T 8926(方法A)进行测试。当无法用DL/T 429.7方法对比不同油样油泥析出量时，应按照GB/T 8926(方法A)进行油泥含量的测试。 8.4试验时，油样的混合比例应与实际的比例相同；如果无法确定混合比例时，则试验时宜采用1：1比例进行混油。 8.5不同黏度等级的油不应混合使用。 8.6矿物涡轮机油与用作润滑、调速的合成液体(如磷酸酯抗燃油)有本质上的区别，不应将两者混合使用。 9换油 9.1 涡轮机油运行中因油质劣化需要换油时，应提高油温至60℃，进行油系统循环。循环24 h后，停止油系统运行，并立即将油系统中的劣化油排放干净。 9.2检查油箱及油系统，应无杂质、油泥，必要时清理油箱。 9.3用冲洗油将油系统彻底冲洗，冲洗方法参见附录D。 9.4 冲洗过程中应取油样化验，冲洗后冲洗油质量不得低于运行油标准。 9.5将冲洗油排空，应更换油系统及旁路过滤装置的滤芯后再注入新油，进行油循环，直到油质符合表2的要求。 10运行涡轮机油的维护 10.1 油系统在基建安装阶段的维护 10.1.1 对制造厂供货的油系统设备，交货前应加强对设备的监造，确保油系统设备尤其是具有套装式油管道内部的清洁。 10.1.2对油系统设备验收时，除制造厂有书面规定不允许解体者外，都应解体检查其组装的清洁程度，包括有无残留的铸砂、杂质和其他污染物，对不清洁部件应一一进行彻底清理。清理常用方法有人工擦洗、压缩空气吹洗、高压水力冲洗、大流量油冲洗和化学清洗等。清理方法的选择应根据设备结构、材质、污染物成分、状态、分布情况等因素而定。擦洗只适于清理能够达到的表面，对清除系统内分布较广的污染物常需用冲洗法；对牢固附着在局部受污表面的清漆、胶质或其他不溶解污垢的清除，需用有机溶剂或化学清洗法。如果用化学清洗法，事前应同制造厂商议，并做好相应措施准备。 10.1.3油系统设备验收时，应检查出厂时防护措施是否完好。在设备停放与安装阶段，对出厂时有保护涂层的部件，如发现涂层起皮或脱落，应及时补涂，保持涂层完好；对无保护涂层的铁质部件，应采用喷枪喷涂防锈剂(油)保护。对于某些设备部件，如果采用防锈剂(油)不能浸润到全部金属表面，可采用(或联合采用)气相防锈剂(油)保护。实施时，应事先将设备内部清理干净，放入的药剂应能浸润到全部且有足够余量，然后封存设备，防止药剂流失或进入污物。对实施防锈保护的设备部件，在停放期内每月应检查一次。 10.1.4油系统在清理与保护时所用的有机溶剂、涂料、防锈剂(油)等，使用前应检验合格，不含对油系统与运行油有害成分，应与运行油有良好的相容性。有机溶剂或防锈剂在使用后，其残留物应可被后续的油冲洗清除掉而不对运行油产生泡沫、乳化或破坏油中添加剂等不良后果。 10.1.5各部件验收时应注意下列问题： a)油箱验收时，应检查其内部结构是否符合要求，如隔板和滤网的设置是否合理、清洁、完好，滤网与框架是否结合严密，各油室间油流不短路等。油箱上的门、盖和其他开口处应能关闭严密。油箱内壁应涂有耐油防腐漆，漆膜如有破损或脱落，应补涂。油箱在安装时做注水试验后，应将残留水排尽并吹干，必要时用防锈剂(油)或气相防锈剂保护。 b)安装齿轮装置前，应检查其防护装置的密封状况，如有损坏应立即更换，如发现防锈剂损失，应及时补加并保持良好密封。 c)阀门、滤油器、冷油器、油泵等验收检查时，如发现部件内表面有一层硬质的保护涂层或其他污物时，应解体用清洁(过滤)的石油溶剂清洗，禁用酸、碱清洗。清洗干净后应用干燥空气吹干，涂上防锈剂(油)后安装复原，并封闭存放。 10.1.6安装前应对轴承箱上的铸造油孔、加工油孔、盲孔、轴承箱内装配油管以及与油接触的所有表面进行清理，清理后用防锈油或气相防锈剂保护，并对开口处进行密封。 10.1.7对制造厂组装成件的套装油管，安装前仍应复查组件内部的清洁程度，有保护涂层者还应检查涂层的完好与牢固性。现场配制的管段与管件安装前应经化学清洗合格，并吹干密封。已经清理完毕的油管不得再在上面钻孔、气割或焊接。油系统管道未全部安装接通前，对油管敞开部分应临时密封。 10.2油系统的冲洗 10.2.1新机组在安装完成后、投运之前应进行油系统冲洗。油系统冲洗技术要求参见附录D，油系统全部设备和管道冲洗应达到合格的颗粒污染等级。 10.2.2运行机组油系统的冲洗，其冲洗操作与新机组基本相同，新机组应强调系统设备在制造、贮运和安装过程中进入污染物的清除，而运行机组油系统则应重视在运行和检修过程中产生或进入的污染物的清除。 10.2.3 冲洗油应具有较高的流速，应不低于系统额定流速的两倍，并且在系统回路的所有区段内冲洗油流都应达到紊流状态。应提高冲洗油的温度，并适当采用升温与降温的变温操作方式。在大流量冲洗过程中，应按一定时间间隔从系统取油样进行油的颗粒污染等级分析，直到系统冲洗油的颗粒污染度达到SAE分级标准的7级。 10.2.4对于油系统内某些装置，系统在出厂前已进行组装、清洁和密封的则不参与冲洗，冲洗前应将其隔离或旁路，直到其他系统部分达到清洁为止。 10.2.5检修工作完成后油系统是否进行全系统冲洗，应根据对油系统检查和油质分析后综合考虑而定。如油系统内存在一般清理方法不能除去的油溶性污染物及油或添加剂的降解产物时，宜采用全系统大流量冲洗。冲洗时，还应考虑污染物种类，更换部件自身的清洁程度以及检修中可能带入的某些杂质等。如果没有条件进行全系统冲洗，应采用热的干净运行油对检修过的部件及其连接管道进行冲洗，直至油的颗粒污染等级合格为止。 10.3运行油系统的防污染控制 10.3.1 运行中 对运行油油质进行定期检测的同时，应将汽机轴封和油箱上的油气抽出器(抽油烟机)以及所有与大气相通的门、孔、盖等作为污染源来监督。当发现运行油受到水分、杂质污染时，应检查这些装置的运行状况或可能存在的缺陷，如有问题应及时处理。为防止外界污染物的侵入，在机组上或其周围进行工作或检查时，应做好防护措施，避免系统部件暴露于污染环境中。运行中应连续运行净化装置，运行油的颗粒污染等级和水分含量应符合运行油标准。为保持运行油的颗粒污染等级合格，应对油净化装置进行监督，当运行油受到污染时，应采取措施提高净油装置的净化能力。