电导率-油液在线监测关键指标在发电行业中的实用性

    火力发电以“燃料燃烧产热→加热水生成蒸汽→蒸汽驱动汽轮机→带动发电机发电”为核心流程，整个系统涉及水、蒸汽、油、烟气等多类介质，且对介质纯度、设备绝缘性、系统安全性要求极高。电导率作为衡量介质导电能力的关键指标，能快速反映介质纯度、污染程度及设备状态，因此被广泛应用于火力发电的水汽系统、油系统、循环水系统及环保监测等核心环节，是保障机组安全稳定运行的“隐形哨兵”。

    油系统——保障转动设备润滑与绝缘

    火力发电的油系统包括“汽轮机润滑油系统”“发电机绝缘油系统”“液压控制系统用油”“汽轮机调节系统用油”，油品需具备良好的润滑性、绝缘性，电导率能精准反映油品污染、老化状态，避免设备磨损或绝缘失效。

1.汽轮机润滑油：以“电导率波动”预警轴瓦安全与系统泄漏

     汽轮机润滑油的核心需求是“形成稳定油膜、保护轴瓦”，其电导率变化主要与水分污染、金属磨损、油品老化三大问题相关，是判断油液是否失去润滑能力的关键依据。

1.1.水分污染：电导率“指数级升高”的最直接诱因

污染机制：汽轮机润滑油系统通过“冷油器”冷却（循环水与润滑油间接接触），若冷油器铜管 / 钛管破损，循环水（电导率约500~1000 μS/cm）会渗入润滑油；此外，系统密封失效也会导致空气中的水汽冷凝混入。水分在油中电离产生 H⁺、OH⁻及溶解离子（如循环水中的 Cl⁻、Ca²⁺），直接导致电导率骤升。

变化特征：纯净润滑油电导率约10^-12 S/m，若混入 0.1% 水分，电导率可升至10^-10 S/m；混入 0.5% 水分，电导率突破10^-9 S/m，此时油膜稳定性被破坏，轴瓦易因“油膜破裂”发生干摩擦，引发“烧瓦”事故。

1.2.金属磨损：电导率“间接升高”反映轴瓦磨损程度

变化机制：汽轮机轴瓦（巴氏合金材质）与转子摩擦磨损产生的金属碎屑（铜、锡、铁颗粒，粒径通常＜10μm）会悬浮在油中。这些金属颗粒本身不直接电离，但会吸附油中的极性物质（如抗磨添加剂、氧化产物），形成 “带电颗粒簇”，间接导致油液整体电导率升高。

关联判断：若电导率从10^-12 S/m升至10^-11 S/m，且油液金属含量检测显示铜含量＞5 mg/kg、铁含量＞10 mg/kg，说明轴瓦磨损加剧（可能因油膜厚度不足或转子不对中），需结合振动监测进一步排查，避免轴瓦报废。

1.3.油品老化：电导率“缓慢升高” 提示润滑性能衰退

1）老化机制：润滑油长期在高温（40~60℃）、氧气环境下运行，会发生氧化反应，生成有机酸（如羧酸）、胶质、沥青质等极性物质 —— 这些物质能提供电荷载体，使电导率随老化程度缓慢上升。

2）变化特征：新油电导率约10^-12 S/m，运行6个月后升至10^-11 S/m（正常老化）；运行12~18 个月后，若电导率突破10^-10 S/m，且酸值＞0.2 mgKOH/g，说明油品已严重老化，抗磨添加剂（如ZDDP）消耗殆尽，油膜强度下降，需立即更换油品，防止轴瓦表面划伤。

1.4.实际案例：

某 2×330 MW 机组运行中，汽轮机润滑油电导率从 10^-12 S/m 骤升至10^-9 S/m，同时油中水分含量超过 0.5%。冷油器泄漏：冷油器切换阀密封胶圈脱落，循环水（电导率约 800 μS/cm）渗入润滑油系统，导致油中水分含量激增。电导率突变：水分电离使电导率突破警戒阈值，油膜稳定性被破坏，轴瓦与转子发生干摩擦。

造成后果：#3、#4 轴瓦温度超过 140℃，金属磨损严重，被迫停机更换轴瓦，直接经济损失超百万元。

水分污染导致电导率指数级升高，电导率异常提前预警冷油器泄漏，避免了更严重的设备损坏。

2.汽轮机调节系统抗燃油：确保各伺服单元稳定，保障汽轮机设备安全

    抗燃油与普通润滑油不同，其本身为弱导电介质，且系统对其电导率有严格要求—— 既需避免电导率过低导致的静电积聚风险，更需防止电导率过高引发的系统腐蚀、部件失效。具体特性如下：

新油电导率范围：磷酸酯型抗燃油新油的电导率通常为10^-12~10^-10 S/m（25℃），这一范围既能避免静电积聚（电导率过低易因油液摩擦产生静电，可能引发油雾燃烧），又能确保油液化学稳定性（无过多极性杂质）。

运行中警戒阈值：随着使用时间推移，抗燃油电导率会逐渐变化，行业通用警戒阈值为＞10^-9 S/m（25℃）；若超过5×10^-9 S/m，需立即停机处理，否则会导致伺服阀卡涩、系统腐蚀等严重故障。

汽轮机调节系统中，抗燃油电导率的变化直接关联三大核心问题，其监测逻辑与故障关联如下：

2.1. 水分污染：电导率“骤升”的最主要诱因

（1）污染来源

抗燃油系统虽为密闭循环，但仍可能因以下原因混入水分：系统密封失效（如油箱呼吸器滤芯受潮、管路法兰密封垫老化），空气中的水汽冷凝进入油液；冷油器（用于冷却抗燃油）管侧泄漏，循环水渗入油侧；新油储存不当，吸收空气中的水分。

（2）对电导率与系统的影响

电导率变化：磷酸酯型抗燃油具有一定吸湿性，水分混入后会发生“水解反应”，生成酸性物质（如磷酸、羧酸）与极性杂质，这些物质会显著增加油液中的电荷载体（离子），导致电导率骤升。例如：抗燃油含水量从0.1%（合格值）升至0.3%，电导率可从10^-11 S/m 跃升至 10^-9 S/m（突破警戒阈值）；含水量超过 0.5%，电导率会超过5×10^-9 S/m，此时水解反应加剧，油液酸值快速升高（＞0.15 mgKOH/g）。

系统危害：酸性水解产物会腐蚀系统管路（如不锈钢管路）、伺服阀阀芯（精密合金材质），导致阀芯磨损、卡涩，影响汽门开度控制精度，甚至引发负荷波动；水分会降低抗燃油的燃点（磷酸酯抗燃油燃点约230℃，含水后可能降至200℃以下），增加火灾风险。

2.2. 添加剂消耗与油液老化：电导率“先降后升”的典型规律

（1）老化与添加剂消耗机制：抗燃油在长期运行中（通常寿命为5~8 年），会因高温（系统正常工作温度40~60℃）、氧化作用发生老化，同时自身含有的 “抗氧剂”“抗磨剂”“金属钝化剂” 等功能性添加剂会逐渐消耗：初期（运行1~3 年）：添加剂消耗为主，油液中极性物质（添加剂）减少，电导率会从新油的10^-10 S/m 缓慢降至10^-11 S/m（正常波动，无需干预）；后期（运行3年以上）：添加剂耗尽后，油液氧化与水解加剧，生成大量极性老化产物（如胶质、沥青质），电导率开始缓慢回升，直至突破10^-9 S/m。

（2）对系统的影响：添加剂消耗会导致抗燃油的抗磨性能下降，伺服阀（阀芯与阀套间隙仅5~10 μm）易因磨损产生卡涩，影响调节响应速度；老化产物会堵塞油滤器（精度通常为 3~5 μm），导致系统供油压力波动，进一步影响汽门控制稳定性。

2.3. 颗粒与金属杂质污染：电导率“间接升高”的辅助判断

（1）污染来源：系统安装或检修时残留的灰尘、金属碎屑；管路腐蚀、伺服阀磨损产生的金属颗粒（如铁、铜颗粒，粒径通常＜10μm）；油滤器失效导致的杂质穿透。

（2）对电导率的影响：颗粒与金属杂质本身不直接电离，但会吸附油液中的极性物质（如老化产物、未消耗的添加剂），形成 “带电颗粒簇”，间接导致电导率小幅升高（通常从10^-11 S/m 升至10^-10 S/m）。

（3）监测应用：电导率需与 “颗粒度检测” 配合使用：若电导率小幅升高（＜10^-10 S/m）且颗粒度等级超 NAS 7级（每100mL油液中≥5μm 颗粒＞1300个），需进行油滤，防止颗粒进入伺服阀；若电导率升高伴随金属含量超标（铁＞10 mg/kg、铜＞5 mg/kg），需排查管路腐蚀或伺服阀磨损情况，避免部件失效。

2.4. 实际事故案例：

1）某 600 MW 机组抗燃油电导率从 10^-11 S/m 升至 5×10^-9 S/m，同时酸值超过 0.15 mgKOH/g。

水分污染：冷油器管侧泄漏导致循环水渗入抗燃油，引发水解反应生成酸性物质。

电导率骤升：酸性物质增加电荷载体，电导率突破行业警戒阈值（＞10^-9 S/m），伺服阀阀芯因腐蚀卡涩。

后果：汽轮机汽门开度控制精度下降，负荷波动剧烈，被迫停机更换伺服阀并再生抗燃油。

抗燃油含水量从 0.1% 升至 0.3% 时，电导率从 10^-11 S/m 跃升至 10^-9 S/m，电导率监测及时发现污染，避免了系统腐蚀和火灾风险（含水抗燃油燃点可能降至 200℃以下）。

2）某 600 MW 机组抗燃油电导率从 10^-11 S/m 升至 6.7×10^-10 S/m，同时矿物油含量超过 6%（正常应＜4%）。

混油污染：补油时未进行混油试验，误将 32 号汽轮机油混入抗燃油。

电导率变化：矿物油降低抗燃油电阻率，电导率升高，且闪点从 280℃降至 246℃，火灾风险增加。

后果：抗燃油性能劣化，被迫全部更换，避免了伺服阀卡涩和火灾事故。

混油导致电导率异常升高，电导率监测结合矿物油含量检测，及时发现了介质污染问题。

3. 发电机绝缘油：以 “电导率阈值” 保障定子绕组绝缘安全

    发电机绝缘油的核心功能是“绝缘 + 散热”，直接保护定子绕组（电压等级通常为10~20 kV）免受击穿，其电导率与绝缘性能呈强负相关—— 电导率越高，绝缘强度越低，是评估绝缘油是否失效的 “决定性指标”。

3.1. 水分 / 杂质混入：绝缘性能 “断崖式下降” 的预警信号

污染危害：发电机定子绕组采用“绝缘纸 + 绝缘油”双重绝缘，若绝缘油因密封失效（如油枕胶囊破损）混入水分，或绕组绝缘纸老化脱落产生纤维杂质，会使油中电荷载体数量激增，电导率显著升高。例如：新绝缘油90℃下电导率≤5×10^-12 S/m，混入10 ppm水分后，电导率升至10^-11 S/m，绝缘强度从35 kV/2.5mm降至25 kV/2.5mm；混入50 ppm水分后，电导率突 1×10^-10 S/m，绝缘强度低于15 kV/2.5mm，易引发定子绕组对地短路。

监测重点：采用“90℃高温电导率测量法”（模拟发电机运行温度，更贴近实际绝缘状态），每3~6个月取样检测。若90℃下电导率超过1×10^-10 S/m，需启动油再生系统（如硅藻土过滤 + 真空脱水），去除水分与杂质，恢复绝缘性能。

3.2. 绕组过热：局部电导率“异常升高” 定位故障点

故障关联：发电机定子绕组若因匝间短路、铁芯损耗过大导致局部过热（温度＞120℃），会使周围绝缘油加速氧化，生成大量极性氧化产物，导致该区域油样电导率远高于其他部位（如正常区域电导率 10^-12 S/m，过热区域升至 10^-11 S/m）。

3.3. 实际案例：

某 600 MW 机组定子绕组绝缘油 90℃电导率从 5×10^-12 S/m 升至 1×10^-10 S/m，绝缘强度从 35 kV/2.5mm 降至 15 kV/2.5mm。

水分混入：油枕胶囊破损导致空气中水汽进入绝缘油，电导率显著升高。

绝缘失效：电导率超标后，定子绕组对地绝缘强度不足，引发短路故障。

后果：高厂变差动保护动作，机组跳闸，修复费用达数百万元。

绝缘油电导率与绝缘强度呈强负相关，电导率升至 1×10^-10 S/m 时，绝缘强度低于安全阈值，高温电导率测量法（模拟运行温度）有效预警了绝缘失效风险。

4. 液压控制系统用油：以 “电导率异常” 排查控制精度问题

    火力发电的液压控制系统（如汽轮机调速系统、锅炉主汽门控制）依赖油液传递压力信号，要求油液清洁度高、稳定性强，电导率变化主要反映颗粒污染与添加剂失效，直接影响控制阀门的动作精度。

4.1. 颗粒污染：电导率“小幅升高” 伴随控制滞后

污染影响：液压油若因油箱密封不严混入灰尘、管道锈蚀颗粒，这些颗粒会吸附油中的极性添加剂，使电导率从10^-11 S/m 升至10^-10 S/m。同时，颗粒会堵塞液压阀节流孔，导致阀门动作滞后（如汽轮机调速阀响应延迟），影响机组负荷调节精度。

监测应用：结合“颗粒计数器” 与电导率检测，若电导率＞10^-10 S/m且颗粒度等级＞NAS 8级，需启动液压油过滤系统（高精度滤芯，过滤精度≤3μm），去除颗粒杂质。

4.2. 添加剂失效：电导率“先降后升” 提示油液变质

变化规律：新液压油含抗氧剂、抗磨剂等极性添加剂，电导率约10^-11 S/m；运行初期，添加剂逐渐消耗，电导率降至10^-12 S/m（正常现象）；若继续使用，油液氧化生成酸性物质，电导率再次升至10^-9 S/m，此时油液黏度增大，控制信号传递效率下降，需更换油品。

4.3. 实际案例：

某 300 MW 机组液压油电导率从 10^-11 S/m 升至 10^-10 S/m，颗粒度等级超过 NAS 8 级（每 100mL 油液中≥5μm 颗粒＞2500 个）。

颗粒污染：油箱密封不严导致灰尘进入液压油，颗粒吸附极性添加剂，电导率小幅升高。

控制失效：颗粒堵塞液压阀节流孔，汽轮机调速阀响应延迟，负荷调节精度下降。

处理措施：启动高精度过滤系统（过滤精度≤ 3μm），更换滤芯后电导率恢复至 10^-11 S/m，控制精度修复。

颗粒污染间接导致电导率升高，需结合颗粒度检测综合判断。

5．应用价值：从“被动维修”到“主动预警”的转变

    电导率在火力发电油液监测中的应用，核心价值在于实现油液状态与设备故障的“早期识别”，具体体现在三个层面。

避免重大事故：提前预警冷油器泄漏、发电机绝缘失效等故障（如绝缘油电导率超标时及时再生，可避免定子绕组短路导致的百万级设备损失）；

延长油液寿命：通过电导率判断油品老化程度，避免“过度换油”（如汽轮机润滑油可根据电导率与酸值综合判断，延长换油周期3~6个月，降低运维成本）；

优化设备维护：通过电导率定位轴瓦磨损、绕组过热等问题，实现“按需维修”，减少机组非计划停机时间（一次非计划停机损失可达数百万元）。

    电导率作为油液的基础物理量，在火力发电油液监测中扮演着“故障预警器”的角色——其变化规律直接关联油液的品质性能、绝缘性能、设备腐蚀、设备安全，是保障机组高效、稳定运行的关键技术手段。

    我司自主研发的希姆西®油液在线监测系统，可动态监测油液的添加剂消耗、酸值、水分、含水率 、水活度、湿度、电导率、介电常数、温度、汽轮机抗燃油:体积电阻率、绝缘油: 击穿电压、tanδ、汽轮机润滑油：旋转氧弹、运动粘度、颗粒度、金属颗粒/非金属颗粒、密度。结合温度补偿算法模型实时评估油液寿命。从底层技术解决了实际应用端对设备管路油流速、压力、振动、气泡等应用难题，极大的提升了油液传感器的使用限制。