出处：徐州发电厂　作者：赵连琴　刘平华　王杰

摘要：本文从DEH的结构布置合理性、启动前系统的清洁、安装检修工艺的质量及抗燃油的新油验收、运行中油质量监督、加强技术管理等方面介绍了徐州发电厂抗燃油系统使用抗燃油的特点，阐述了要保证抗燃油安全运行，必须系统、全面的做好汽机、化学的相关工作，把好每一个环节的质量关。
关键词：发电厂　抗燃油　应用技术　特点
     1　概述
     徐州发电厂于1975年2月正式建设，一号机组在1977年底投产发电，到1987年底8台机组全部建成，共装有上海汽轮机厂生产的双水内冷12.5万千瓦和四川东方汽轮机厂生产的氢冷20万千瓦燃煤机组各四台，总装机容量130万千瓦，一跃成为当时全国的第三大火力发电厂，现在属国家特大型企业，是江苏省和华东电网的主力电厂。
1997年12月，徐电人敢为人先，在国内第一个实施了20万千瓦机组高、中、低缸全优化现代化技术改造；1999年10月第一个成功地实施了12．5万千瓦机组的现代化技术改造；自1997年12月第一台机组增容改造投产至2002年1月第八台机组技改完成，徐州发电厂4台20万和4台12.5万机组的现代化技术改造已全部完成，总装机容量达到了143万千瓦。全厂八台机组的调速系统全部改为数字电液调节系统（DEH），八台机组DEH系统全部采用高压抗燃油。国家电力公司曾对徐州发电厂的机组改造成果进行鉴定，认为其设计、制造及主要经济指标达到或接近了国际先进水平。
     1.1　八台机组投产日期和增容改造日期见表1。
　

 
表1 八台机组投产日期和增容改造日期
     1.2　汽轮机数字电液控制系统（DEH）投用日期及装置情况
汽轮机数字式电液控制系统(Digital Electro-hydraulic Control System，简称DEH)，徐州电厂DEH投用日期及装置情况见表2。

表2、八台机组DEH投用日期及装置情况
     1.3　徐州发电厂汽轮机数字电液控制系统（DEH）简介
     1.3.1　液压伺服系统：由阀门操纵座及油动机两大部分组成。
     1.3.2　高／中压主汽门的执行机构由液压缸、电磁阀、卸载阀、快关电磁阀和行程开关等组成，为两位控制方式。可接受DEH逻辑控制回路信号实现开、关和活动试验；并可接受高压保安油信号，快速关闭所有主汽门，实现机组的遮断。快关电磁阀可单独快关相应阀门而不影响别的阀门。
     1.3.3　高／中压调节汽门的执行机构由液压缸、电液伺服阀、卸载阀、快关电磁阀和LVDT等组成，为连续控制方式，可接受DEH的阀位信号连续定位各个调节汽门；并可接受高压保安油信号，快速关闭所有调节汽门实现机组的遮断。快关电磁阀接受机组停机信号或超速信号，快关相应调节汽门，实现停机或维持机组空转。
     1.3.4　所有主汽门、调节汽门的油动机均为单侧进油，弹簧复位式。阀门的开启由EH油压力驱动，开启方向与油动机方向一致，一旦EH油失压，可由弹簧作用关闭阀门。
     1.3.5　EH供油系统：向调节保安系统各执行机构提供符合要求的高压工作油。
     1.3.6　EH油为具有良好的抗燃性和流体稳定性的磷酸脂抗燃液压油，工作油压为13MPa～14MPa。
     1.3.7　供油系统由集装式油箱、柱塞式变量油泵、冷油器、加热器、蓄能器、油位计、油循环和油再生装置及必备的监视仪表组成。
     1.3.8　高/低压保安油系统接口装置
此装置的作用是将低压保安油系统的挂闸及遮断信号传递给高压保安油系统，由实现低压安全油转换为高压安全油并能实现在线试验的高压遮断模块组成，包括接口隔膜阀、高压遮断电磁阀等。
     2　八台机组DEH系统采用的抗燃油情况
     2.1　抗燃油情况
徐州发电厂在第一台机组改造前，八台汽轮机油系统中都使用矿物油作为液压工质和润滑剂。曾发生过由于液压油管破裂和矿物油喷到热力管道表面上而引起火警。八台机组进行现代化技术改造后汽轮机调速器控制系统采用三芳基磷酸酯防火液压液。因磷酸酯抗燃油具备良好的润滑性、抗氧化安定性、难燃性、低挥发性和良好的添加剂等，所以它是为数字电液调节系统（DEH）系统提供准确的控制、过速保护安全防火的工作介质最好选择之一。徐州发电厂八台机组DEH系统使用的磷酸酯抗燃油均为英国FMC公司的46SJ进口高压抗燃油。
     2.2　影响抗燃油使用寿命的因素
影响抗燃油使用寿命的主要因素有：抗燃油本身的油品质量、系统的结构设计、启动前的系统状况、抗燃油的运行温度、油系统的检修、旁路再生系统的投运情况、抗燃油的质量监督等。
     2.3　徐州发电厂抗燃油实际使用情况
八台机组技术改造以来，厂里严把抗燃油新油质量关，加强平时抗燃油质量监督和管理，严把抗燃油系统安装质量关，油循环彻底，严格抗燃油系统检修工艺，确保抗燃油系统不被污染，八台机组运行中从来没有出现过因抗燃油质问题更换过伺服阀及系统滤网。八台机组抗燃油自使用以来，油的质量合格率指标一直为100%，几年以来全厂抗燃油补油率始终低于5%。全厂八台机组现代化改造以来，连续几年安全运行无事故，这与抗燃油的安全运行起到了重要保证作用，密切相关。
     3　抗燃油使用过程中出现过的问题及采取的解决措施
     3.1　把好设备安装前的到货检查验收关
     3.1.1　设备在制造厂的检查试验验收：
从第一台机组改造开始，徐州发电厂即要求制造厂对所供液压设备在出厂前进行严格的检验及试验，徐州发电厂派员参加验收，在生产厂家，厂派技术人员对供油装置设备，油动机、高压遮断膜块、等全部液压设备，全部要求逐一试验达到标准值，对于泵及管路设备的振动，则采用手感及用器具测试振动达标，仪表测点管件安装牢固，管夹布置的合理，系统连续运行在额定工作范围内油压稳定，各设备在系统打压试验时连接接头无渗漏油，确保各设备在出厂前达到质量优良标准。
     3.1.2　安装现场的检查验收：设备到现场后对设备继续严格检验，详细核对所有装箱单与实际到货数量并做记录，管材及附件应有的材质检验报告或质保书，查接头封口是否不严密而导致内部污染，管道附件材质与设计材质对照，测量确认管道内外径及管道附件内外径符合标准，对材质进行探伤、光谱分析。所有设备零部件齐全，图纸资料合格证齐全，滤芯、伺服阀、电磁阀等备件开箱检查清点后及时封存，可靠保管，图纸资料交由厂资料室验收后领取。根据到货情况列出尚缺设备及备品备件清单，及时通知各相关部门。
     3.2　抓好设备管路的安装质量
     3.2.1　作好设备安装前的准备工作：施工前制订调速系统改造拆除旧设备及安装施工的组织、安全、技术措施，组织所有参与此项工作的人员认真学习。旧设备拆除前，厂生产技术部专工、公司专工、班长及技术员共同对所要拆除设备管道进行确认。判定拆除设备界限，尤其对管道系统的拆除，明确各种油源的作用，判清每一油管的全部用途，特别是一些主管道上的小油管，要求不得盲目拆除，以免错拆，给机组改造后的运行带来不安全影响。
     3.2.2　设备管道拆除后要求对拆除部位及时封堵，保证拆除接口的洁净，封口堵板要求无渗漏，保证安全、可靠、外表美观，所有拆除部件均逐一落实到人，做到不遗漏一件管道设备，不多拆一件管道设备，为确保该项工作有条不紊、万无一失地进行，对该项工作执行三级验收标准，对有疑点问题要逐级请示，杜绝了盲目施工。拆卸时做好各项拆吊安全措施，不得蛮干、马虎，对管道设备油系统、要放尽存油，不得污染地面，保证检修现场的整洁，文明生产
     3.2.3　对参加EH液压系统的安装工作的所有人员，进行技术讲课和培训，要求熟知安装图纸资料，熟知EH系统对抗燃油的酸值，水含量，颗粒度的要求，掌握伺服伐的结构及工作原理，了解伐芯伐套动态间隙仅1--4μm，明确设备及管道内部一旦被脏物污染，将会造成液压部件卡涩失灵，，若伺服伐卡死，调节汽门将失去控制，威胁机组的安全运行。由于技术培训到位，安装时工作人员自觉严格要求、精心操作，认真做好油管路及设备的每个环节清洁工作。
     3.2.4　对EH液压系统所有管道，附件均进行严格清理，不锈钢管用高温低压蒸汽冲洗，冲洗时制作专用一端高一端底的摆放管子的支架，管子平放一端略倾斜，使管子冲后管内剩水可自动流出，制作专用汽源冲洗管头，冲洗时汽源冲洗管头插入需冲洗管端内，冲洗约1分钟，再调头冲洗1分钟，反复几次，待管子冷却后用干净铁丝扎白绸布拉擦管子内壁，直到白绸布上看不见灰点为止，班长、技术员及公司专工验收。然后，用医用胶布封口后外部再包一层塑料布，防止灰尘进入干净的管内，对变径直通、角通、三通、接头等管件，全部用酒精清洗干净，用白绸布擦零件内表面，保证白绸布上看不见灰点，用塑料布包扎严密备用。
     3.2.5　EH油管路在安装过程中严格注意清洁，工作人员随时用医用胶布封住管子端口处，防止灰尘进入管内。
     3.2.6　抗燃油油管工作油压为13.5 Mpa的高压油。所有进行抗燃油管道焊接工作的人员均为高压合格焊工，所有焊口均采用氩弧焊，管子与管子焊接采用对接焊接，管口用坡口机打单V型坡口，二管之间距离1~3 mm，并保证焊接接头质量，为保证弯管过程中不损坏管壁，厂里专门订购了进口弯管机，对所有管子的切断，只准许用手工管子割刀，切断的管子管口用锉刀修掉毛刺，管子内部在焊接前都再次清理洁净。电焊工不得用电焊把子在抗燃油管道敲击或引弧，以免损坏管壁。焊接现场电焊线不许有裸露部分。
     3.3　保证管道、系统布置的合理性
     3.3.1　DEH系统管道主要有，高压油、安全油、有压回油、无压回油管。安装人员按制造厂油管道图和安装原理图施工，设备定位后现场确定位置，所有高于EH油箱管子排列，均朝EH油箱方向倾斜，一般每1000毫米低10毫米。保证回油通畅和机组打闸后系统油流回抗燃油箱。
     3.3.2　管道的布置充分考虑到热膨胀会使设备发生位移因素，为防止管道在机组运行中因热膨胀造成管子或设备受力拉伤，威胁机组安全运行，先对管道进行初步安装。将N200MW机组供油装置放于五米层车头下部。母管布于10米层下部，然后经由支管至运转层各油动机，各油动机支管道经10米层孔洞连与母管。中压调门油动机有压回油直接与油箱相连。N125MW机组母管列于9米层地沟内，各油动机管道经地沟口与母管相连。这样布置，在运转层现场看不到母管、运转层管道简洁美观整齐。但管道布置于10米层下或9米地沟内难度大，且工作环境恶劣。调速班与电焊班施工人员克服了环境位置狭窄、脏、苦等困难，动脑筋，想办法，保质保量完成了工作。
     3.3.3　管道初步安装布置成形后，在管子上做好记号，一部分一部分拆下，再次蒸汽冲洗复装，复装时密封圈装上，接头拧紧，再把为清洗没焊接个别处焊死，用支架固定好管子。
     3.3.4　对供油装置的固定，若按制造厂说明，采用膨胀螺钉在五米层地面固定即可，但徐州电厂安装人员考虑现场机组打闸及其它原因有可能产生振动，全部采用穿透五米层水泥地板的 夹板螺栓固定，大大加强了运行安全性。
     3.3.5　分别安装高压遮断模块隔膜阀组件、滤油器高、低压蓄能器等设备。
     3.3.6　油动机与操纵座组装之前，先确定操纵座与油动机的相对装配位置并标注标记，按油动机油口确定连接管道的走向，油动机采取对称布置。按质量标准测量油动机活塞杆凸肩与操纵座弹簧座上端面的距离，配准调整片的厚度等于该距离，然后用螺母将油动机活塞杆与操纵座弹簧座紧固在一起。
     3.3.7　操纵座与汽门门杆门体的组装：将连接头装于汽门门杆上，测量操纵座弹簧座上端面与连接头之间的距离，此距离加上汽门预紧力要求值为所需配准的调整垫块的厚度。装上调整垫块，用螺栓紧固后再将操纵座与汽门门体组装。
所有部件系统设备安装就位结束后，按照制造厂EH液压控制布置图仔细检查对照，执行厂三级验收制度，并请制造厂相关人员验收。
     3.4　认真作好油循环与试转工作
     3.4.1　作好抗燃油循环前的准备工作
（1）全面检查确认管路接点检查正确无误，各接头装上"O"形密封圈，油系统各管路接头连接完好无松动；
（2）安装改造抗燃油管路焊口全面探伤合格，蓄能器充氮结束；
（3）设备系统中所有电磁阀，所有节流孔拆下, 作好记号分别保存。
（4）伺服阀、电磁阀位置上安装冲洗板；
（5）所有电源正常、可靠。热工测点、表计安装完毕，指示正确；
（6）EH油源油箱抗燃油采样化验合格；
（7）油位正常（不低于450毫米）；
（8）点动抗燃油循环油泵，判断转向正确。
     3.4.2　完成供油装置内部油循环：
开启循环泵及油箱加热器，运行供油装置内部油循环，PALL滤油机旁路滤油，控制油箱油温45℃━55℃，时间24小时，当出口过滤器压差在3小时内不再上升时完成内部油循环。
     3.4.3　完成抗燃油系统大循环
⑴松开#1、＃2抗燃油泵调压顶杆。
⑵分别点动#1＃2抗燃油泵，判断转向正确.
⑶冲洗系统管路（压力油管、有压及无压回油管）.
⑷检查打开油动机滤油块进出口截止阀，关闭旁路阀。
⑸开启一台抗燃油主泵调整为压力3.0 MPa
⑹缓慢打开油源抗燃油压力油出口门，检查系统有无泄漏，否则停泵检修。
⑺开启两台抗燃油主泵调整压力为2.0--3.0 MPa，冲洗管道约16小时。
     3.4.4　冲洗安全油管路及无压回油管
开启两台主泵 冲洗安全油管路系统约12小时。
     3.4.5　冲洗蓄能器：
打开各蓄能器进口截止阀及放油阀冲洗。
     3.4.6　取油样化验：
取样时间安排在早晨上班前，此时空气中杂质较少。在等待化验结果时应继续上述冲洗。系统全部冲洗完毕油箱取样化验合格后，停止冲洗。
     3.4.7　系统打压试验：
⑴系统冲洗结束后，停泵更换抗燃油系统所有滤芯。
⑵滤芯更换结束后，开启#1抗燃油泵冲洗新滤芯时间应大于2小时后停运，然后开启#2抗燃油泵冲洗新滤芯时间应大于2小时后停运。
⑶系统安装节流孔，伺服阀及电磁阀，将高压遮断模块安全油路关闭。
⑷分8.0 MPa、12.0 MPa（10分钟），14.0 MPa （30分钟）及16.0 MPa （5分钟）、18.0 MPa（2分钟）21.0 MPa（1分钟）几档对系统打压，并仔细查漏。打压时将分管设备系统检查的人员分配好，主泵事故按钮要有人监视，发现异常应立即停泵处理。
⑸打压结束后两台抗燃油主泵分别做溢流阀动作压力为17.0Mpa的调整试验。
⑹分别调整两台抗燃油泵出口压力至工作压力13.8 MPa。
⑺停两台抗燃油主泵，待DEH联合调试。
⑻PALL旁路滤油机在整个抗燃油系统油循环过程中保持连续滤油，直至开机机组带负荷后，PALL旁路滤油机方可停运。整个抗燃油系统油循环过程中，抗燃油温保持45℃━55℃之间。
     3.4.8　抗燃油油管路的安装质量直接影响着油循环的油品质量和时间，油循环的质量不好不仅推迟机组启动日期，并将会对运行后的机组遗留无尽后患，因此、为提高抗燃油油循环滤油效率和质量，徐州发电厂于1997年12月专门定购了PALLHN021滤油机，购买了显微镜颗粒度测试仪、微电脑颗粒度测试仪，以全面加强抗燃油滤油工作和及时检验油品的清洁程度。
     3.5　技术改造中发现的其它问题及处理措施
97年徐州发电厂#7机组的DEH改造，当时在国内电厂是首家对原液压调节和保安系统均采用抗燃油数字系统改造的电厂，经验不足，电厂和制造厂密切配合，坚持在机组改造过程中，不断改进创新，不断提高设备结构及布局的合理性。
     3.5.1　#7机组的技术改造方案，按照几方签定的改造协议，DEH整套装置由东方汽轮机厂提供，其中控制系统采用美国Bailey公司生产的INFI-90功能模件组态，抗燃油液压系统东汽厂要求航天工业部上海812所按改造方案供货，最初的改造方案提出两个，一是只改液压调节部分，液压保安部分不改，二是改造原液调及保安系统中除危急遮断器和遮断油门以外的全部设备，称为大方案，徐州发电厂经过技术经济分析决定按大方案实施改造，该方案当时在国内电厂机组实施DEH改造中尚属第一家，在徐州发电厂改造成功之后，该方案被其它电厂改造时陆续采用。
     3.5.2　另外对机组的中压调门方案选择也有过不同考虑，是采用一个油动机通过齿条、凸轮驱动，固定在原位置，还是采用四只油动机装在各自中调门上直接驱动，各有利弊。主要不同点为：第一，中调控制方式从起机到正常运行均为单阀控制方式，单油动机控制应能满足要求。第二，中调门有两只在中压缸上部，若油动机装在调门之上，工作环境恶劣，温度高，振动较大，安全可靠性低。电厂最终决定采用一个油动机通过齿条、凸轮驱动，固定在原位置，要求中压油动机增加具有在线更换伺服阀功能的装置。 
     3.5.3　最初改造的#7机、#8机、#4机各油动机油缸尺寸较大，进出口油管较粗，其中有压回油采用Φ40×3.5的不锈钢管，高压油、安全油、无压回油采用Φ27×3的不锈钢管。有压回油和无压回油母管采用Φ48×3.5的不锈钢管，高压油母管采用Φ32×3.5的不锈钢管，安全油母管采用Φ40×3.5的不锈钢管。且高调操纵座沿高度方向尺寸相对较高，有缩短的余量，通过与制造厂交流进行改进，后五台机组在满足DEH各项性能指标前提下，均将油缸缩小，各进出口油管道，除中压阀门油动机有压回油采用Φ32×3.5的不锈钢管外，其余全部采用Φ20×2.5的不锈钢管。有压回油和高压油母管采用Φ32×3.5的不锈钢管，安全油和无压回油母管采用Φ20×2.5的不锈钢管。
     3.5.4　系统改造初期，现场二次机械加工量大，主要体现在新、旧部件接口位置处，如#7机DEH改造中，在进行中压调门操纵座与中压凸轮配汽机构组装时，操纵座上的齿条与凸轮机构上的齿轮中心偏18mm，超过允许范围。经徐州发电厂技术人员和东汽厂技术人员研究决定从凸轮配汽机构和操纵座两方面入手调整其偏差。首先将凸轮配汽机构解体，齿轮西侧垫片去掉12mm，东侧加上12 mm垫片，使得齿轮西移12mm，然后将操纵座转轴东侧铣去5mm，西侧加5 mm垫片，使得齿条东移5mm，调整后中心偏差1 mm，在允许范围内可以组装。其它部位的接口安装尺寸亦曾有部分类似情况。
     3.5.5　抗燃油油循环时，为使每一根油管均得到充分冲洗，由于初期经验不足，个别安全油管很难冲洗到，采取分别封堵冲洗块内油孔的方法进行冲洗，既复杂，又易导致抗燃油外漏，不安全，通过积累摸索，现通过调整有压回油压力，各油动机流量，蓄能器等流量，很好的解决了油循环不彻底、不完全的问题。
     3.5.6　关于抗燃油系统油循环时取油样时要特别注意的是，化学人员除按试验规程正确操作外，取样前要与汽机检修人员相互联系，因取油样必须是主抗燃油泵运行时才有代表性，若主泵不运行，仅抗燃油冷却循环泵运行，或仅再生泵运行，所取油样是不能代表抗燃油系统油质的。另外油循环过程，是一个系统不断变换设备交错冲洗的过程，不是单一的设备冲洗过程，只有专业之间相互及时沟通、积极配合，才能了解所取油样的位置性、代表性，保证分析数据真实、准确、可靠。才能缩短抗燃油油循环时间，确保系统启动前的清洁性。
     3.6　严格抗燃油系统检修工艺
     3.6.1　利用机组大修机会，对系统进行完善改进
目前徐州发电厂DEH改造后的八台机组，已有三台机组进行了大修。
（1）为了防止再生装置投运后硅藻土泄漏，确保抗燃油质不受污染，利用#7机大修机会，在再生装置硅藻土精滤器后加装了PALL滤油器。
（2）#7机大修中更换了两台抗燃油冷油器，主要因为冷油器管板有一定程度腐蚀，且冷油器水侧结垢较严重，（与循环水质有关）影响换热，更换时对新设备到货检查，目测设备内部存有较多矿物油，且不能确认内部的洁净，为确保系统抗燃油不被污染，将冷油器用抗燃油冲洗洁净后，在接入系统进行了更换。
     3.7　加强抗燃油的运行维护管理
磷酸酯抗燃油在运行中发生的污染既来自系统外部（蒸汽凝结、冷却器泄漏、通气口干燥剂漏出等），也来自内部（液体分解、泵和轴承等的腐蚀和磨损）。运行中的防污染措施很重要。
     3.7.1　运行中应尽量避免在线更换滤网，发现油质颗粒度增大，应及时接入过滤能力强的PALL-HN021旁路滤油机滤油，尽快将油质处理优良，保护系统滤网不被污染。因若换滤网，新滤网本身内外部并不洁净，同时由于要取出运行中的脏滤网而其更换过程中本身就是个污染过程，因此在运行中更换滤网对伺服阀稳定工作应是不利的。另外，硅藻土滤网的更换除以上原因外，还有新更换的硅藻土滤网易有部分颗粒泄漏，应有一自身的清洗过程，否则易污染系统。为此，凡更换硅藻土滤网时，应尽量在停机状态下并停开抗燃油泵，换后应开启再生泵和抗燃油循环泵（最好使用PALL旁路滤油机）过滤4小时以上后，抗燃油泵再运行。更换系统有压回油滤网及循环泵出口滤网也应照此执行，只是不需开启再生泵。而更换伺服阀前油动机滤网则应拆掉所有伺服阀、调门主汽门电磁阀及节流孔后、装上冲洗板，开启抗燃油泵，按大修后油循环技术措施执行，确保抗燃油系统的正常工作。
     3.7.2　运行中抗燃油油箱如需加油，加入经检验合格的同型号且颗粒度已处理至运行油标准的油，并应通过PALLHNP021旁路滤油机采用1μm滤芯加入油箱，其新油油温与油箱内油温基本接近。
     3.7.3　每天定时投运旁路再生装置，在机组启动时或油品指标有变化趋势时，延长旁路再生装置投运时间。
     3.7.4　密切监视DEH系统油温的变化。
     3.8　重视和加强抗燃油的质量监督与净化处理
     3.8.1　把好新油的验收关
新油质量的好坏直接影响到运行油的质量好坏，甚至影响DEH系统的安全稳定运行。把好新油的入厂质量关，尤其重要。
（1）徐州发电厂8台机组调速系统用的抗燃油均为英国FMC公司生产的磷酸酯抗燃油，新油进厂时均按照技术协议进行验收。
（2）取样是油质试验的基础，正确的取样方法和样品保存是非常重要的。新油均以桶装形式交货，取样时按GB7597方法进行。取样前逐桶检查桶的外观及标志。试验用油样从每个油桶中所取油样均匀混合后的样品，以保证所取样品具有可靠的代表性。若取样时发现有污染物存在，则逐桶取样。样品送有关权威部门进行分析，合格的新油才能入库。
（3）经化验合格的新油入库后，将新油桶的油抽入抗燃油备用油箱进行处理，直到颗粒度符合运行油的标准（其它指标一般符合运行油的标准），该油作为DEH系统的补用油。
     3.8.2　加强运行油的分析监督与处理
运行油的质量变化可直接反应出系统中存在的问题，加强对运行油的质量监督非常重要。
要保证油品分析的准确性，必须保证所取样品具有可靠的代表性。
（1） 取样用的容器必须符合要求。
（2）常规分析监督，一般从冷油器出口、旁路再生装置入口或油箱底部取样。
（3） 因磷酸酯抗燃油的密度大于水的密度，如发现油中水分超标，则需增加从油箱上部取样。
（4） 取样前调速系统在正常情况下至少运行24小时，以保证所取样品具有代表性。
（5）取样前应先将取样阀周围擦干净，打开取样阀将取样管路内存留的抗燃油放尽，保持油的流量，打开取样瓶盖，用油冲洗至少两遍后才能取样，特别注意勿使取样瓶口和取样阀相接触，样品取好后立即盖好取样瓶瓶盖，关闭取样阀。冲洗取样管路及洗取样瓶用的抗燃油应用专门的容器集中，不能随意让其流到设备及地面上。
（6）对于测定颗粒污染度用的样品，则必须按照规定的取样要求进行取样。
（7）严格按照DL/T571-95《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》中规定的取样周期进行取样分析。发现油质异常时要缩短分析周期。
（8）运行中补加抗燃时，我们采用的是经处理过颗粒度达到运行油标准的新油。向油箱中补加时，采用的滤芯是1μm规格的滤芯，油温尽量与运行油温相近。
（9）若取样分析发现油的颗粒度或水分超标，则立即联系汽机公司对系统进行检查，并办理工作票，化学油务班在相应工作票许可后即进行现场连续油处理，直到油质合格。
     3.8.3　严格按照《DL/T571-95电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》，进行抗燃油质量监督，建立起每台机抗燃油的质量分析台帐，跟踪分析油品的变化情况，一旦发现油的分析数据有异常，马上采取措施。
     3.9　加强汽机、油务人员技术培训
徐州发电厂针对机组技术改造需要，加强对汽机、油务工作人员的技术培训，多次请抗燃油供应商派专家到厂里进行技术讲座，请化学高级工程师进行跨专业技术讲课，充分利用技术问答、技术讲课、现场考问、换岗轮训、取证上岗、高级工培训、技师培训、技能大赛等多种形式对汽机、油务工作人员进行培训，提高其业务技能。目前厂里有油务员高级技师1人，油务班12人，大专及以上学历3人、中专2人、中技5人，持有油务员技师证书的1人、高级工证书的3人。
     3.10　加强油务技术管理
     3.10.1　工程技术人员在日常的监督处理中注意总结经验并加以记录整理，制定了一系列管理制度。严格执行质量管理体系有关制度，在设备进回油、现场油处理工作开展前，有关单位制定相应的技术措施和切实可行的油处理工序卡，在工作过程中加强对现场工作人员执行工序卡情况的检查。在系统检修时执行《化学油务监督检查卡》制度，建立详细的设备技术档案。
     3.10.2　厂里还建立了油务技术监督网，油务班的油质分析报告出来后，同时报送汽机公司专工、生技部化学专工、生技部汽机专工、化水公司专工。有关技术人员一旦发现油质异常，立即分析原因，采取相应的措施，在最短的时间内将问题解决。油务技术监督网定期活动，汽机、化学、电气、热控专业人员坐在一起，及时交流现场情况，商定解决异常情况的措施。
     3.10.3　厂部对抗燃油运行、检修、油质监督、工序卡执行情况和全厂抗燃油的质量合格率、补油率指标完成情况都有经济责任制考核规定，定期考核兑现，奖惩分明。
     4　结束语
     徐州发电厂八台机组DEH改造，大大提高了发电机组安全生产、经济运行和自动化控制的能力，使机组的现代化水平上了一个新台阶。而DEH系统的抗燃油的油品质量好坏与否，直接关系到DEH系统的安全运行，关系到机组的安全经济可靠运行。徐州发电厂八台机组运行中从来没有出现过因抗燃油油质问题更换过伺服阀及系统滤网。八台机组抗燃油自使用以来，油的质量合格率指标一直为100%，全厂抗燃油年补油率几年以来始终低于5%。机组改造后连续几年安全运行无事故，这与抗燃油的安全运行密切相关。实践证明：要确保抗燃油的质量合格、延长油的使用寿命，必须从设备安装、系统布置、检修工艺、运行维护和管理，油品质量监督、人员的技术培训和技术管理、仪器设备的配置等多方面、全方位、每个环节抓起，这是一个系统工程，需要汽机检修、汽机运行、化学等多专业的密切配合，抓好了每个环节的质量关，整个系统的整体质量就得到了保证。
参考文献：
[1] DL/T571-95电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则。