Bùn và Vecni trong hệ thống tuabin

Bùn và Vecni là gì ? Các vấn đề về lão hoá dầu có thể ảnh hưởng đến hệ thống dầu bôi trơn. Một mối quan tâm ngày càng tăng là sự hiện diện của bùn và dầu bóng . Tình trạng này có thể xảy ra ở ngay cả những máy được bảo dưỡng tốt nhất. Đáng ngạc nhiên, nó cũng có thể phát sinh khi dầu không đặc biệt cũ hoặc bị ô nhiễm, cũng như trong chất bôi trơn tổng hợp bền nhiệt và chất lỏng thủy lực .

backup 200605 Best Practice Figure 1
Hình 1. Sự hình thành vecni trên
Van dẫn hướng đầu vào (IGV) từ tuabin khí

Bùn và Vecni xác định

Các sản phẩm của sự thoái hóa dầu nhờn được gọi là cặn và dầu bóng. Các sản phẩm này bắt đầu ở dạng hòa tan và tích tụ cho đến khi chất bôi trơn đạt đến khả năng của nó, được gọi là điểm bão hòa, buộc bất kỳ lượng dư thừa nào chuyển đổi thành các sản phẩm phân hủy không hòa tan. Trong một số trường hợp, cặn bẩn hình thành trên bề mặt máy tại vị trí chính xác nơi dầu bị suy giảm chất lượng. Trong các trường hợp khác, dầu phân huỷ ở một vị trí nhưng các sản phẩm phân huỷ không hoà tan được mang đi nơi khác do chất lỏng chuyển động tạo thành cặn bám trên bề mặt.

backup 200605 SG welle3
backup 200605 SG lager2
Hình 2. Sự hình thành vecni trên bạc đạn và
trục trơn (Courtesy Cerestar Deutschland)

Theo thời gian, một số cặn bẩn có thể đóng rắn bằng nhiệt tạo thành một lớp tráng men cứng chắc. Các loại cặn khác, thường ở các vùng mát hơn, vẫn mềm hoặc dẻo và trong một số trường hợp, có thể trong suốt như dầu mỡ. Sau đây là các ví dụ về nơi có thể xuất hiện cặn và vecni trong dầu bôi trơn tuabin và hệ thống điều khiển điện thủy lực:

  • cặn đen đóng vảy trên phớt cơ khí
  • màng dính vàng trên van
  • cặn như than trên vòng bi babbitt
  • tích tụ màu nâu đục trên bộ lọc dầu
  • đóng cặn màu đen trên bề mặt phớt cơ khí và miếng đệm chịu lực đẩy
  • cặn cacbon trên bề mặt cơ học

Các cặn bẩn hình thành trên bề mặt máy nhạy cảm cản trở dòng chảy của chất lỏng và chuyển động cơ học của máy. Các cặn bẩn cũng có thể góp phần làm mòn và ăn mòn hoặc làm suy giảm khả năng truyền nhiệt do bám vào các bề mặt. Ví dụ, cặn bám trên ống đệm và lỗ khoan của van điều khiển servo có thể làm thắt chặt sự can thiệp.

Các dạng hư hỏng do bùn và vecni khác gây ra bao gồm:

  • sự cố van khóa bùn
  • lỗ cắm
  • con dấu cơ khí bị hư hỏng
  • cắm các cổng xả
  • tạp chí mài mòn (sản xuất phim thủy động bị gián đoạn)
  • cắm sớm các bộ lọc dầu
  • hiệu suất làm mát dầu bị suy giảm

Hệ thống tuabin

Trong các hệ thống tuabin, một số điều kiện hỏng hóc có thể làm gián đoạn hoạt động nhanh chóng và hoàn toàn như hoạt động van điều khiển được đánh bóng và thu giữ. Bùn có thể làm tăng khả năng kiểm soát dòng chảy, bộ lọc và đường dẫn dầu quan trọng. Trong những năm gần đây, ngày càng có nhiều trường hợp được báo cáo liên quan đến sự hình thành vecni và cặn bùn trong các ứng dụng tuabin-máy phát điện.

Chủ động trong việc giải quyết vấn đề là điều quan trọng để giữ thời gian ngừng hoạt động không mong muốn ở mức tối thiểu. Chúng tôi sẽ thảo luận về các cách phát hiện và quản lý sự xuống cấp của dầu trong bài viết này, nhưng sử dụng một hệ thống được thiết kế để xử lý vecni, chẳng hạn như  Hệ thống Điều hòa Dầu nhớt SVR ™  có thể giải quyết vấn đề một cách chủ động.

 

SVR sử dụng công nghệ nhựa trao đổi ion được cấp bằng sáng chế có tên ICB ™ để loại bỏ các sản phẩm phân hủy hóa học và dầu bóng ở cấp độ phân tử, duy trì chất bôi trơn thông qua quá trình xử lý liên tục, toàn thời gian.

Cho dù bạn có giải pháp xử lý tại chỗ hay không, thì vẫn cần có những lời khuyên ban đầu báo cáo khả năng phát triển của vecni . Các rủi ro đặc biệt rõ ràng trong các hệ thống thủy lực áp suất cao, điều khiển bằng servo hoạt động trong dịch vụ liên tục và công suất cao.

Phương pháp và phân tích suy thoái

Trước khi thảo luận về các phương pháp phân tích bùn và vecni trong hệ thống tuabin, cần hiểu rõ các phương pháp phân hủy chất bôi trơn trong dầu bôi trơn tuabin và các hệ thống thủy lực.

Ôxy hóa dầu số lượng lớn

Quá trình oxy hóa gây ra sự suy thoái của dầu rời theo thời gian. Trong điều kiện vận hành máy nhẹ và môi trường trong sạch, quá trình oxy hóa sẽ xảy ra dần dần, tạo ra các sản phẩm phân giải hòa tan. Tuy nhiên, nhiệt độ tăng cao sẽ đẩy nhanh quá trình ôxy hóa – nguyên tắc chung là cứ nhiệt độ hoạt động tăng 10 ° C (18 ° F), tốc độ ôxy hóa tăng gấp đôi (Quy tắc tỷ lệ Arrhenius).

Nước, kim loại (chẳng hạn như các hạt sắt hoặc đồng) và sục khí cũng hoạt động như chất xúc tác để tăng tốc quá trình này. Khi các sản phẩm phụ của quá trình oxy hóa tích tụ vượt quá điểm bão hòa của chúng, chúng chuyển đổi thành các sản phẩm phân hủy không hòa tan, bị hút vào các bề mặt cơ học, dẫn đến bùn và vecni trong hệ thống.

Sự thoái hóa dầu gốc do nhiệt và nén

Sự suy giảm nhiệt xảy ra do nén đoạn nhiệt từ các bong bóng cuốn theo hoặc khi dầu tiếp xúc với bề mặt nóng. Khi nhiệt độ bề mặt máy lớn hơn 200 ° C (400 ° F), tùy thuộc vào loại dầu, sự suy giảm nhiệt có thể bắt đầu.

Nhiệt như vậy có thể đến từ quá trình đốt cháy khí, hơi nước và các bề mặt ma sát chịu tải cao. Thông thường, quá trình sục khí xảy ra do bồn chứa bị khuấy động, dầu chảy xuống hoặc bề mặt bị đóng cặn. Rò rỉ đường hút, rò rỉ phớt máy bơm và vùng venturi (vùng vena contracta) cũng có thể đưa không khí vào chất lỏng tuần hoàn.

Bất kể phương tiện nào bị cuốn vào, chức năng cưỡng bức dẫn đến bùn và vecni đều được thực hiện. Sự thất bại bây giờ sẽ tiếp tục theo một trong hai con đường; cả hai đều liên quan đến nén đoạn nhiệt trong vùng tải của hệ thống bôi trơn hoặc vùng có áp suất của hệ thống điều khiển thủy lực.

Quá trình nén đoạn nhiệt xảy ra khi bọt khí di chuyển từ áp suất thấp đến áp suất cao. Bong bóng khí nén nhanh chóng (nổ), dẫn đến việc cuốn vào và tập trung nhiệt và nhiệt độ của dầu tăng lên cực độ. Nhiệt độ đạt được (thường lớn hơn 1.000 ° F) thường quá đủ để làm biến chất nhiệt của dầu.

Xả tĩnh điện

Các nghiên cứu đã được tiến hành về ảnh hưởng của phóng tĩnh điện trong các hệ thống thủy lực từ những năm 1970. Phóng điện tĩnh là một dạng suy giảm nhiệt cục bộ, đã được thảo luận trước đây. Gần đây, người ta đã chú ý đến quá trình điện khí hóa chất lỏng và phóng điện tĩnh như một yếu tố góp phần quan trọng vào việc hình thành cặn và dầu bóng trong hệ thống tuabin.

Sự tạo ra điện tích tĩnh điện xảy ra trong các hệ thống chất lỏng do ma sát nội phân tử và điện thế giữa bề mặt chất lỏng và máy (đặc biệt ở những nơi không có màng ranh giới nào phát triển, chẳng hạn như các kẽ của bộ lọc dầu). Nhiều yếu tố góp phần vào độ lớn của điện tích tĩnh trong dầu; tuy nhiên, bản thân việc nối đất của máy có rất ít tác động đến việc giảm thiểu sự lan truyền điện tích.

Điều này là do dầu không dẫn điện, có hiệu quả tự cách điện các vùng chất lỏng tích điện khỏi các bề mặt tiếp đất. Một khi các điện tích này tích tụ trong vùng chất lỏng làm việc, bao gồm cả các bể chứa, hiện tượng phóng tĩnh tiếp theo, tương tự như sét đánh xuyên qua chất lỏng, có thể gây ra sự phân hủy cục bộ dầu ôxy hóa nhiệt.

backup 200605 Figure 3 Acid numbers
Hình 3. Số axit (AN) đối với dầu tuabin tiếp xúc với phí tĩnh
sau 0, 6 và 9 tháng lưu kho

Theo nghiên cứu do Tiến sĩ Sasaki thực hiện, phóng tia lửa điện có thể đạt nhiệt độ cao tới 20.000 ° C. Ngoài ra, ông đã phát hiện ra rằng mặc dù lỗi ban đầu là bản địa, nhưng quá trình phân hủy hóa học là tự xúc tác. Trong một nghiên cứu, một mẫu dầu tuabin bị phóng tia lửa điện. Số axit (AN) được đo trên các mẫu dầu ngay sau khi tiếp xúc ban đầu và một lần nữa sau sáu và chín tháng lưu trữ dầu.

Kết quả của thử nghiệm này được thể hiện trong Hình 3. AN được đo ngay sau các thử nghiệm và giống nhau, bất kể số lượng tia lửa tiếp xúc với dầu tuabin , cho thấy rằng sự phân hủy dầu lớn vẫn chưa bắt đầu. Tuy nhiên, có một sự thay đổi đáng kể về AN sau khi được lưu trữ, cho thấy rằng quá trình oxy hóa dầu đã vượt qua giai đoạn cảm ứng, ngay cả khi được bảo quản trong bóng tối ở nhiệt độ phòng.

Các giai đoạn thất bạiCác điều kiện của chất lỏng được kiểm traPhương pháp phân tích tương ứng
Giai đoạn một (giai đoạn tiền thân) – Nguyên nhân gốc rễ đẩy chất lỏng vào giai đoạn tiếp theoCác nguyên nhân gốc của quá trình oxy hóa có thể đo lường được:
1. Nhiễm bẩn hạt
2. Mang mảnh vụn
3. Nhiễm bẩn nước
4. Sự cạn kiệt phụ gia chống oxy hóa
1. Các phương pháp đếm hạt khác nhau trong phòng thí nghiệm (quang học, tắc nghẽn lỗ rỗng và kính hiển vi)
2. Phân tích nguyên tố, kim loại sắt, phân tích tỷ trọng kim loại
3. Các phương pháp phòng thí nghiệm khác nhau, bao gồm Karl Fischer và FTIR
4. Các phương pháp bao gồm FTIR, RPVOT, RULER và HPDSC
Giai đoạn hai (giai đoạn tạm thời) – Bắt đầu suy thoái dầu gốc và tăng nguy cơ hình thành vecniSự có mặt của các
sản phẩm oxy hóa hòa tan để tạo thành:
1. Axit cacboxylic, axit fomic, v.v.
2. Nhựa mật độ cao, polyme, v.v.
3. Hợp chất cromophoric (thể màu)
1. FTIR (1,730 cm-1), AN
2. Chất không tan oxit đông tụ
3. Phép đo quang phổ, phép đo màu bản vá
Giai đoạn ba (giai đoạn tấn công) – Giai đoạn oxy hóa nâng cao hơn, nơi có nguy cơ đáng kể
về vecni, ăn mòn và khả năng bôi trơn bị suy giảm
Sự hiện diện của cả
các sản phẩm oxy hóa hòa tan và không hòa tan để tạo thành:
1. Xà phòng và bùn cacboxylat kim loại
2. Chất không tan oxit lơ lửng
3. Độ nhớt của dầu tăng
1. Phân tích bùn (cặn đáy, cặn lọc hữu cơ, v.v.) bằng phân tích nguyên tố, FTIR (1.730 cm-1), GC / MS
2. Máy siêu ly tâm, kiểm tra
bản vá , đo màu vá
3. Đo độ nhớt
Bảng 1. Phương pháp phân tích
bùn và vecni do quá trình oxy hóa gây ra

Kỹ thuật phân tích để giám sát bùn và vecni

Các kỹ thuật phân tích để đo bùn và vecni khác nhau tùy thuộc vào cơ chế hư hỏng. Các phương pháp này được chia thành ba loại, theo giai đoạn của sản phẩm gây ô nhiễm hoặc suy thoái được nhắm mục tiêu. Giai đoạn đầu tiên là một điều kiện báo trước. Cụ thể, nó liên quan đến các chất gây ô nhiễm làm cho chất bôi trơn có xu hướng hình thành oxit và các sản phẩm phân hủy dầu khác .

Giai đoạn hai là giai đoạn nhất thời. Thông thường, nó bao gồm các oxit hòa tan và các tạp chất hòa tan khác mà sau này có thể tổng hợp để tạo thành chất không tan. Điều kiện hỗ trợ quá trình chuyển đổi từ giai đoạn hai (oxit hòa tan) sang giai đoạn ba (không hòa tan oxit) có thể là nhiệt độ dầu lạnh hoặc đơn giản là trạng thái quá bão hòa (nồng độ oxit vượt quá điểm bão hòa véc ni).

Các giai đoạn thất bạiCác điều kiện của chất lỏng được kiểm traPhương pháp phân tích tương ứng
Giai đoạn một (giai đoạn tiền thân) – Nguyên nhân gốc rễ đẩy chất lỏng vào giai đoạn tiếp theoCác nguyên nhân gốc rễ có thể đo lường được:
1. Tính chất thoát khí bị suy giảm
2. Nhiễm bẩn chéo (hỗn hợp chất bôi trơn)
3. Nhiễm các tạp chất phân cực (bụi bẩn, nước, ôxít, v.v.)
1. Thử nghiệm thoát khí (ASTM D3427)
2. FTIR, phân tích nguyên tố, v.v.
3. Các thử nghiệm phòng thí nghiệm tiêu chuẩn khác nhau cho các tạp chất như vậy
Giai đoạn hai (giai đoạn tạm thời) – Bắt đầu suy thoái dầu gốc và tăng nguy cơ hình thành vecniSự hiện diện của các
sản phẩm phân huỷ nhiệt hoà tan :
1. Oxit nitric
2. Các hợp chất cromophoric (thể màu)
3. Các điều kiện hỏng hóc do nhiệt cục bộ
1. FTIR tế bào dày (500 µm) để
nitrat hóa (1.639 cm-1)
2. Đo quang phổ, đo màu bản vá
3. Kiểm tra mẫu (kết hợp các thử nghiệm trên với RPVOT, AN, độ nhớt, v.v.) để phân biệt với sự xuống cấp của dầu số lượng lớn
Giai đoạn Ba (giai đoạn tấn công) – Giai đoạn thoái hóa nâng cao hơn, nơi có nguy cơ đáng kể về vecniSự hiện diện của cả các sản phẩm phân huỷ nhiệt hoà tan và không hoà tan để tạo thành:
1. Các oxit nitric cao phân tử lơ lửng và các hợp chất không tan trong nhựa tương tự
2. Bùn và cặn
1. Máy siêu ly tâm, phép đo màu thử nghiệm vá, chất không đông tụ
2. Phân tích bùn (cặn đáy, cặn lọc hữu cơ, v.v.) bằng phân tích nguyên tố, FTIR, GC / MS
Bảng 2. Phương pháp phân tích
bùn và vecni do thoái hóa nhiệt gây ra

Giai đoạn ba là giai đoạn tấn công. Trong khi các điều kiện trong giai đoạn một và hai có thể không làm hỏng máy, các chất gây ô nhiễm ở giai đoạn ba hoạt động trên bề mặt, có khả năng gây ra cặn, ăn mòn hoặc mài mòn cơ học. Giai đoạn một và hai mang tính chủ động hơn, có nghĩa là các phương pháp phân tích phát hiện các điều kiện bất thường trước khi xảy ra hư hỏng hoặc gây hại cho máy. Giai đoạn ba là giai đoạn bảo trì dự đoán trong đó một sự cố máy móc sắp xảy ra hoặc sắp xảy ra.

Các giai đoạn thất bạiCác điều kiện của chất lỏng được kiểm traPhương pháp phân tích tương ứng
Giai đoạn một (giai đoạn tiền thân) – Nguyên nhân gốc rễ đẩy chất lỏng vào giai đoạn tiếp theoNguyên nhân gốc rễ:
1. Dầu quá khô
2. Dầu quá sạch
3. Dầu không bị oxy hóa
4. Giảm độ dẫn điện của dầu
1. Karl Fischer, máy đo điểm sương
2. Máy đếm hạt (nhiều loại), tổng chất không tan
3. AN, RPVOT, FTIR (1,730 cm-1)
4. Máy đo độ dẫn điện, máy kiểm tra đánh thủng điện môi, máy đo hằng số điện môi, v.v.
Giai đoạn hai (giai đoạn tạm thời) – Bắt đầu suy thoái dầu gốc và tăng nguy cơ hình thành vecniSự hiện diện của các sản phẩm phân
huỷ nhiệt hoà tan: 1. Các hợp chất chromophoric (thể màu)
2. Các điều kiện hỏng hóc do nhiệt cục bộ
1. Đo quang phổ,
đo màu bản vá
2. Kiểm tra mẫu (kết hợp các kiểm tra trên với RPVOT, AN, độ nhớt, v.v.) để phân biệt với sự suy thoái dầu số lượng lớn *
Giai đoạn Ba (giai đoạn tấn công) – Giai đoạn thoái hóa nâng cao hơn, nơi có nguy cơ đáng kể về vecniSự hiện diện của các sản phẩm phân huỷ nhiệt hoà tan và không hoà tan:
1. Các hợp chất không tan trong nhựa tương tự có trọng lượng phân tử cao lơ lửng
2. Bùn và cặn
3. Sự biến đổi khí
1. Tổng chất không kết dính được đông tụ
2. Phân tích bùn (cặn đáy, cặn lọc, v.v.) bằng phân tích nguyên tố, FTIR (1.730 cm-1), GC / MS
3. Điểm chớp cháy, sắc ký khí cho axetylen và các khí khác *
* Lưu ý: Các phương pháp phân tích để cô lập rõ ràng sự phân huỷ của dầu trong điều kiện điện khí hoá và phóng điện tĩnh chưa được phát triển đầy đủ.
Các phương pháp được liệt kê ở đây có bản chất chung và có thể hỗ trợ việc phân biệt.

Bảng 3. Phương pháp phân tích bùn và vecni do phóng điện tĩnh

Quá trình oxy hóa là một cơ chế phân hủy dầu nổi tiếng và tương đối đơn giản để theo dõi bằng các phương pháp phân tích dầu truyền thống so với các cơ chế hư hỏng khác. Sự suy giảm nhiệt, mặc dù ít được hiểu hơn, nhưng cũng phổ biến và có thể được phân tích bằng phân tích dầu truyền thống. Các tác động của phóng tĩnh vẫn còn tương đối mới đối với lĩnh vực phân tích dầu. Khó phân tích hơn (cô lập nguyên nhân gốc rễ) với các kỹ thuật phân tích dầu truyền thống.

Các giai đoạn suy thoái và sơ đồ phân tích cho quá trình oxy hóa, phân hủy dầu gốc nhiệt và nén và các điều kiện phóng điện tĩnh được trình bày trong Bảng 1 đến Bảng 3.

Nhiều thử nghiệm phân tích đã được xác định trong Bảng 1 đến Bảng 3. Điều quan tâm là thảo luận về một số thử nghiệm này và cách kết quả của chúng có thể được sử dụng để phân biệt các cơ chế hư hỏng khác nhau.

Phép đo màu bản vá màng (MPC) – Tiềm năng vecni (ASTM D7843-21)

Khi quá trình oxy hóa xảy ra, các vật liệu thoái hóa được tạo ra và tích tụ trong dầu. Thử nghiệm tiềm năng vecni MPC là một thử nghiệm vá đã được điều chỉnh bằng cách sử dụng dung môi không phân cực và máy đo quang phổ để định lượng các thể màu không hòa tan được bắt trên miếng dán. Vì kết quả MPC sẽ cao hơn khi mẫu nằm trong vật chứa mẫu lâu hơn, quy trình ASTM yêu cầu một khoảng thời gian đặt lại, theo đó mẫu được làm nóng đến 140 ° F (60 ° C) trong 24 giờ và ủ trong 68-74 giờ. Bằng cách này, tất cả các phòng thí nghiệm có thể kiểm tra MPC tại cùng một thời điểm. Tiềm năng vecni của bản vá kết quả được biểu thị bằng ΔE. Nguyên tắc tại chỗ được khuyến nghị là duy trì MPC ΔE <20.

Quang phổ hồng ngoại biến đổi Fourier

Khi quá trình oxy hóa tăng lên, các sản phẩm phụ của phản ứng thường gặp là liên kết đôi cacbon-oxy, còn được gọi là nhóm cacbonyl. Các đỉnh cacbonyl trên phổ FTIR trong vùng 1.740 cm-1 (Hình 4), dễ dàng xác định quá trình oxy hóa. Khi quá trình oxy hóa tăng lên, các đỉnh độ hấp thụ sẽ tăng trong vùng này. Ngoài ra, các chất ức chế phenol được sử dụng làm chất chống oxy hóa trong dầu cho thấy đỉnh khoảng 3.650. Những thay đổi trong đỉnh này cũng rất đáng chú ý.

backup 200605 Figure 4 FTIR
Hình 4. Phổ FTIR cho thấy
đỉnh oxy hóa khoảng 1.740 cm-1 phạm vi

Bởi vì sự phân hủy nhiệt có thể xảy ra mà không có lượng oxy đáng kể, các sản phẩm phụ phân hủy khác nhau thường được quan sát thấy. Do đó, đỉnh 1.740 cm-1 ít có khả năng đáng kể. Thay vào đó, các sản phẩm phụ của quá trình thoái hóa dầu gốc nhiệt xuất hiện trong vùng 1.600 đến 1.640 cm-1 – còn được gọi là đỉnh nitrat hóa do các sản phẩm phụ của nitơ, rõ ràng hơn khi sử dụng ô dày (đường dẫn 500 µm chiều dài) quang phổ kế.

Số axit (ASTM D974 hoặc D664)

Số axit (AN), trước đây được gọi là Tổng số axit (TAN), tăng theo thời gian do quá trình oxy hóa. Trong các hệ thống tuabin lớn, sự thay đổi AN phải rất từ ​​từ, với mức tăng thấp hơn từ 0,3 đến 0,4 trên đường cơ sở của dầu mới thường đủ để tạo ra dầu.

Thử nghiệm oxy hóa bình áp suất quay (ASTM D2272)

RPVOT đo khả năng chống oxy hóa của dầu. Thông tin này cho biết thời gian hữu ích oxy hóa còn lại của dầu (RUL) và được tính bằng cách chia kết quả mẫu đang sử dụng, tính bằng phút cho kết quả dầu mới. Giá trị RPVOT bị ảnh hưởng bởi loại và số lượng chất chống oxy hóa có trong dầu và độ bền oxy hóa của dầu gốc. Các giới hạn cảnh báo và tới hạn đối với dầu tuabin thường ở mức 60% và 40% RUL, tương ứng.

Đo điện áp quét tuyến tính (ASTM D6971)

Đo amin thơm và chất chống oxy hóa phenol cản trở trong dầu tuabin loại mới hoặc đang sử dụng. Giá trị được biểu thị bằng phần trăm của đường cơ sở dầu mới. Mức độ cảnh báo được thể hiện ở mức <50% chất chống oxy hóa chính, thường là amin, nhưng trong một số nhãn hiệu dầu, nó cũng có thể là phenol. Giá trị tới hạn là <25% chất chống oxy hóa chính.

Độ nhớt (ASTM D445)

Trong quá trình oxy hóa, các phân tử dầu bị phân cắt tái hợp để tạo thành các loại có trọng lượng phân tử cao hơn. Sự gia tăng độ nhớt tuyệt đối có thể chỉ ra khi quá trình oxy hóa trở nên tiên tiến. Trong một số trường hợp, dầu có thể bị nứt nhiệt trong quá trình thoái hóa, nơi các phân tử dầu bị tách ra thành các phân tử nhỏ hơn. Kết quả là, sự giảm độ nhớt có thể được phát hiện.

Điểm chớp cháy (ASTM D92)

Điểm chớp cháy có thể được sử dụng để xác định sự suy giảm nhiệt nếu các phân tử dầu đã bị nứt nhiệt. Khi tỷ lệ phần trăm dầu có trọng lượng phân tử thấp hơn tăng lên do nứt nhiệt, điểm chớp cháy sẽ giảm xuống tương ứng.

Phần kết luận

Một số phương pháp suy giảm đã được thảo luận trong bài viết này. Để phân biệt giữa các cơ chế hỏng hóc và đánh giá mức độ nghiêm trọng tiềm ẩn của vecni, chủ sở hữu tuabin nên xem xét một loạt các thử nghiệm để theo dõi sự phân hủy oxy hóa hoặc hóa học của dầu tuabin, chẳng hạn như:

  • MPC
  • FTIR
  • Số ACID
  • RPVOT
  • LSV
  • Độ nhớt
  • Điểm sáng

Nguồn: www.machinerylubrication.com

Trả lời

Email của bạn sẽ không được hiển thị công khai.