Энергетические масла. Часть 1. Турбинные масла - Татур И.Р., Митин И.В., Спиркин В.Г., Шуварин Д.В.

Автор: Татур И.Р. Митин И.В. Спиркин В.Г. Шуварин Д.В.

Теги: технология минеральных масел технология нефти и аналогичного сырья технология топлива химическая промышленность

ISBN: 978-5-91961-377-0

Год: 2019

Похожие

Энергетические масла. Часть 3. Компрессорные, холодильные и вакуумные масла

Энергетические масла. Часть 2. Трансформаторные, кабельные и конденсаторные масла

Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа. Учебное пособие. Часть 1.

Химия нефти и газа

Текст

п о с о о и е
И.Р. Татур
И.В. Митин
В.Г. Спиркин
А.Д. Макаров
Энергетические
масла
Часть 1
Турбинные
масла
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ,
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
РГУ нефти и газа
им. И.М.Губкина

Авторы выражают признательность
и благодарность ПАО «Газпром нефть»
за поддержку и участие в издании
настоящего учебного пособия для студентов
ВУЗов нефтегазового профиля

I.R. Tatur, I.V. Mitin,
V.G. Spirkin, A.D. Makarov
ENERGETIC
OILS
Part 1
TURBINE
OILS
A Textbook
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ
ЦЕНТР
РТУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
2019

И.Р. Татур, И.В. Митин,
В.Г. Спиркин, А.Д. Макаров
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
МАСЛА
Часть 1
ТУРБИННЫЕ
МАСЛА
Учебное пособие
Рекомендовано Ученым советом
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина
в качестве учебного пособия для студентов
образовательных организаций высшегообразования,
обучающихся по направлению 18.04.01
Химическая технология
(уровень магистратуры)
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ
ЦЕНТР
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
2019

УДК 665.6/7 (075)
ББК 35.514
Т23
Рец ен зен ты:
доктор технических наук А. А. Чудииовских (генеральный директор АО Фирма
«НАЧИ-ХИМ»);
кандидат технических наук, доцент И.А. Любинип (•начальник отдела
по разработке продуктов ООО «PH-Смазочные материалы»)
Татур И.Р., Митин И.В., Спиркин В.Г., Макаров А.Д.
Т23* Энергетические масла. Часть I. Турбинные масла.
Учебное пособие. М.: Российский государственный
университет нефти и. щза (НИУ) имени И.М. Губкина,
2019. - 228 с.: ил.
ISBN 978-5-91961-377-0
К энергетическим маслам относятся турбинные, компрессорные, трансформа¬
торные и кабельные. При использовании современного энергетического обору¬
дования повышаются эксплуатационные требования к смазочным материалам.
Освоение производства на отечественных нефтеперерабатьшаюших и нефтехими¬
ческих предприятиях базовых масел II, III и IV групп по классификации API
привело к созданию энергетических масел нового поколения. В связи с этим
появилась необходимость издания книги, в которой обобщены и проанализированы
последние достижения в области производства и применения энергетических масел.
В первой части пособия рассмотрены турбинные масла. Представлены основ¬
ные виды оборудования, в которых применяют турбинные масла, классификация и
требования к ним в зависимости от их области применения. Приведены составы
турбинных масел, методы определения основных эксплуатационных показателей,
марки турбинных масел отечественных и зарубежных производителей. Рассмот¬
рены вопросы, связанные с нормативными показателями турбинных масел при
эксплуатации. Уделено внимание проблеме регенерации турбинных масел.
В учебном пособии приведены результаты научных исследований, проведенных
в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ОАО «ВНИИНП»,
ОАО «ВТИ», ФГУП «ЦИАМ имени П.И. Баранова», ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
и 25-й ГОСНИИ химмотологии Минобороны России. При подготовке учебного
пособия использованы информационные материалы компаний ООО «Газпром¬
нефть-ома зочные материалы», ООО «PH-Смазочные материалы», ООО «ЛЛК-
Интернешнл», ПАО «Татнефть», BASF, Alton, Luhrizol, Lanxess и др.
Предназначено для студентов высших учебных заведении, обучающихся по
направлению 18.04.01 «Химическая технология», аспирантов, обучающихся по
направлению 18.06.01 «Химическая технология» специальности 05.17.07 «Хими
ческая технология топлива и высокоэнергетических веществ».
Пособие может быть востребовано созрудниками научно-исследовательских
организаций и промышленных предприятий, связанных с разработкой и примене¬
нием энергетических масел.
УДК 665.6/7 (075)
ББК 35.514
ISBN 978-5-91961-377-0 © Татур И.Р., Митин И.В., Спиркин В.Г.,
Макаров А. Д., 2019
© Российский государственный университет нефти
и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019
© Голубев В.С., оформление серии, 2007

ВВЕДЕНИЕ
Первая в России стационарная паровая турбина для
привода генератора мощностью 200 кВт была произведена
в 1907 г., одновременно происходила поставка паровых
турбин и импортных смазочных материалов преимуще¬
ственно английского производства.
Значительные; достижения российских инженеров были
достигнуты в проектировании и изготовлении корабельных
паровых турбин в 1910 1914 гг. В ртот .период для круп¬
ных военных кораблей, был построен ряд паротурбин¬
ных агрегатов единичной мощностью до 11 000*16 000 л. с.
Производство турбин осуществлялось на Металлическом
заводе в Санкт-Петербурге, впоследствии - Ленинградском;
металлическом' заводе (ЛМ3). Завод возобновил построй¬
ку турбин в 1923 г. К октябрю 1928 г. ЛМЗ выпустил
81 турбину на разные мощности в общей сложности на
140 000 кВт. Полностью Советский Союз перешел на
производство отечественных турбин и отказался от поста¬
вок иностранных производителей только в 1933 г. Отече¬
ственными турбоагрегатами были оснащены 20 Электро¬
станций, строительство которых было предусмотрено пла¬
ном Государственной комиссии по электрификации России
(ГОЭЛРО).
Производство турбоагрегатов шло параллельно с разра¬
боткой и освоением выпуска отечественных турбинных ма¬
сел на основе высококачественных беспарафинистых ба¬
кинских нефтей. Благодаря работам, проведенным под ру¬
ководством Н.И. Черножукова и В.Б. Лосикова, была ре¬
шена проблема обеспечения потребности энергетических
предприятий в отечественных турбинных маслах и освоено
промышленное производство турбинных масел марок Тзщ
Т30> T4g и Т37, не содержащих присадки, на базовых мас¬
лах из беспарафинистых бакинских нефтей путем кислот¬
ной очистки. Кроме того, Н.И. Черножуков и В.Б. Лосиков
5

также разработали научные основы применения турбин¬
ных масрл, которые сформулированы в работах: Н.И. Чер-
цожуков, Б.В. Лосиков «Наблюдение и правила ухода за
турбинными маслами» (Энергоиздат, 1932) и Б.В. Лосиков
«Эксплуатация турбинных масел» (Гостоптехиздат, 1941).
В СССР с 60-х годов XIX в., в связи с увеличение#
объема добычи и переработки татарских и западно-сибир¬
ских нефтей с высоким содержанием серы и ароматичен
ских углеводородов для производства турбинных масел,
начали применять масляные дистилляты, требующие вы¬
сокой степени очистки. Для удовлетворения требований к
турбинным масла;# по эксплуатационным показателям, в
состав базовых масел стали вводить антиокислительные
присадки, ингибиторы коррозии,, деэмульгаторы й а ■■
фрикционные присадки. Были разработаны отечествен¬
ные турбинные масла на базе парафинистых нефтей марок
Тп-22С, Тп-ЗОС и Тп-46, которые выпускаются по настоя¬
щее время.
Из-за повышения теплонапряженнойти современных
турбоагрегатов возросли эксплуатационные требования к
турбинным маслам, что привело к созданию нового
поколения турбинных масел; с более высокими: антиокие-
лительными, антикоррозионными и противоизносными
свойствами по сравнению с ранее применяемыми маслами.
Возросли требования к турбинным маслам по деаэрации и
антипенным свойствам.
Освоение производства на российских нефтеперераба¬
тывающих и нефтехимических предприятиях базовых
масел II, III и IV групп по классификации API позволяет
производить турбинные масла, которые удовлетворяют
современным требованиям спецификаций основных произ¬
водителей турбоагрегатов как отечественных,, так и зару¬
бежных.
Большой: вклад в разработку и внедрение современ¬
ных турбинных масел в России внесли А. Г. Вайнш¬
тейн, Е.Е. Довгополый, Л.С. Яновский, А.Ф. Хурумова,
А.А. Мухин, Д.В. Шуварин и др.
В связи с этим появилась необходимость издания кни¬
ги, в которой обобщены и проанализированы последние
достижения в области производства и применения тур¬
бинных масел.
6

В пособии: рассмотрены основные виды оборудования,
в которых применяют турбинные масла, а также клас¬
сификация и требования к ним в зависимости от области
применения. Приведены состав турбинных масел, методы
определения основных эксплуатационных показателей,
марки турбинных масел отечественных и зарубежных
производителей. Рассмотрены вопросы,, связанные С нор¬
мативными показателями турбинных масел при эксплуата¬
ции. Уделено внимание проблеме регенерации турбинных
масел.
В учебном пособии описаны результаты научных ис¬
следований, проведенных в РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина, ОАО «ВНИИНП», ОАО «ВТИ»,
ФГУП «ЦИАМ имени П.И. Баранова», ООО «Газпром
ВНИИГАЗ» и 25-м ГОС-НИИ химмотологии Минобороны
России. При подготовке учебного пособия использованы
информационные материалы компаний ООО «Газпром-
цефть-смазочные материалы», ООО «PH-Смазочные ма¬
териалы», ООО «ЛЛК-ИнтернешнлУ, ПАО «Татнефть»,
BASF, Aftori;, Lubrizol, Lanxess и др.
Учебное пособие, предназначено для. студентов высших
учебных заведений, обучающихся по направлению
18.04.01 «Химическая технология».; аспирантов, обучаю¬
щихся по направлению 18.06.01 «Химическая техноло¬
гия» специальности 05.17.07 «Химическая технология
топлива й высокоэнерцетических веществ».
Авторы надеются, что издание будет- интересно и вос¬
требовано сотрудниками научно-исследовательских орга¬
низаций и промышленных предприятий, связанных т раз¬
работкой и применением энергетических масел.
Авторы выражают благодарность тещ, без кого не было
бы этого издания:
- проректору РГУ нефти и. газа (НИУ) имени
И.М. Губкина, профессору, д.х.н. М.А. Силину за посто¬
янную поддержку в работе;:
- доценту РГУ цефти и газа (НИУ) имени И.М. Губ¬
кина, к.т.н. Г. И. Глазову за замечания и полезные советы
после чтения рукописи;
- первому заместителю генерального директора ООО
«Газпромнефть-смазочные материалы» В. А. Осьмушни-
кову й руководителю технического отдела «Присадки к
7

маслам, и топливам#- компании BASF, к.х.н. А.В. Золотову
За предоставленные, информационные материалы;
- начальнику лаборатории разработки продукции.
ООО <<PF[-Смазочные материалы» А.В. Резникову-за кон¬
сультации по различным' разделам рукописи:;
- м.нс. ФГУП «ГосНИИ ГА» И.С. Мельниковой, сту¬
дентам РГУ нефти: и газа (11! 1У) имени И.М. Губкина
Ю.С. Бейоместновой и С.М. Курдакову за техническую
помощь при подготовке рукописи.к изданию;
- начальнику отдела методической: литературы РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. М.С. Голубевой
за помощь при подготовке рукописи к печати.
Авторы будут признательны за отзывы и замеча¬
ния по книге, направленные по электронной почте
(igtatui'@yandex. ru).

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
АЗС -
АЭС -
ВТИ -
гост
ГМК
ГПА -
ГТД -
1 ГУ
ГЭС
ДСКД
- атомная электростанция
- атомно-эмиссионный спектрометр
- Всероссийский теплофизичеекий институт
- государственный стандарт
- газомотокомпрессор
- газоперекачивающий агрегат
- газотурбинный двигатель
- газотурбинная установка
- гидроэлектростанция
- дифференциальная; -сканирующая калориметрия
под давлением
ИКФС - инфракрасная спектроскопия с преобразованием
Фурье
кпд
КС
кч
омти
тута
моо
MX
ПАОМ -
рд
РФС
СТО -
ТОО
ЦВД
ЦНД -
ЦСД
эсн
ЭПА -
AFNOR-
- коэффициент полезного действия
- компрессорная станция
- кислотное число
- огнестойкое масло Теплотехнического инсти-
- маслоочиСтное оборудование
- маслохозяйство
- поли-а-олефиновые масла
- руководящий: документ
- рентгенофлуоресцентная спектроскопия
- стандарт организации
- теплоэлектростанция
- цилиндр высокого давления
- цилиндр низкого давления
- цилиндр среднего давления
- электростанция собственных нужд
- электроприводный агрегат
- Французская ассоциация стандартизаций:
API - American Petroleum Institute (Американский ин¬
ститут нефти)
9

ASTM - American Society for Testing and Materials (Аме¬
риканское общество по испытанию материалов)
DIN - I Icuschcs I list it ul fur Noemung (Немецкий инсти¬
тут стандартизации)
FZG - I’orscliimgsstcllc fiir Zahnrader und GetiTebebau
(Научно-исследовательский центр шестерен и редукторо-
етроенкя)
ISO - International Organization for Standart i/at ion
(Международная организация по стандартизации, И СО)
RPVOT Rotating Pressure Vessel Oxidation
TAN - total asid number (кислотное число)

Глава 1
СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРБИН
И ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
Турбинные .масла применяются для смазывания и
охлаждения узлов трения паровых и газовых турбин, ком¬
прессорного и насосного оборудования, а также в каместе
рабочей среды в системах регулирования турбоагрегатов.
Для обеспечения бесперебойной работы оборудования
турбинные масла должны обладать хорошей антиокис л на¬
тельной стабильностью и антикоррозионными свойствами.
При работе в циркуляционных системах масла Должны
легко отделять вовлеченный воздух (деаэрирующие свой¬
ства), не образовывать стойких (эмульсин с водой (де¬
эмульгирующие свойства), не выделять осадок в процессе
длительной, эксплуатации и иметь высокие противопенные
свойства и антиаэрационные свойства. При производстве и
применении турбинных масел все больше внимания уделя¬
ется классу промышленной чистоты.
Для обеспечения высоких показателей турбинные масла
производят на основе базовых масел, полученных из вы¬
сококачественных нефтей путем глубокой очистки е введе¬
нием в их состав функциональных присадок, улучшающих
эксплуатационные свойства масла.
Согласно классификации API, базовые- масла делятся
на пять групп, в зависимости от содержания в них серы,
насыщенных углеводородов, индекса вязкости и техноло¬
гии производства. Базовые масла I группы производят по
традиционной технологии (селективная очистка и депара¬
финизация избирательными растворителями). Химический
состав данных масел весьма разнообразен и представлен
парафинами, изопарафинами, нафтеновыми и ароматиче¬
скими соединениями с различной длиной углеводородной
цепи. Вследствие .высокой разнородности молекулярного
11

состава эти масла имеют, как правило, низкую окисли¬
тельную стабильность, высокую испаряемость и отно¬
сительно высокую температуру потери текучести. Базовые
масла II группы, полученные с использованием процесса
гидрокрекинга, характеризуются низким /содержанием'
ароматических соединений и невысокой окислительной
стабильностью. К базовым маслам III группы относят мас¬
ла. е высоким индексом вязкости;;., полученные гидро¬
крекингом и гидроизомеризацией. Благодаря такой тех¬
нологии производства из масла удаляются все гетеро¬
атомные соединения, а молекулярная структура стано¬
вится преимущественно изопарафиновой, приближаясь
по своим свойствам к синтетическим базовым маслам
IV группы.
Большой интерес: представляет использование; в рецеп¬
турах современных турбинных масел поли-а-олефинов,
которые относятся к маслам IV группы по классификации'
API.
Ввиду хорошей: стабильности против окисления, высо¬
кого индекса вязкости и низкой испаряемости желатель¬
но использование масел; III и IV групп по API в качестве
базовых компонентов в составе товарных турбинных ма¬
сел.
Стойкость против окисления является главным факто¬
ром, определяющим Срок службы:масла. Во время работы
в оборудовании повышенная температура: в сочетании с
активным действием кислорода воздуха и каталитическим
действием металлических поверхностей приводит к интен¬
сивному окислению масла, образованию нерастворимых
веществ, откладывающихся на деталях машин и механиз¬
мов. Окисление масел отрицательно влияет, на физико¬
химические и эксплуатационные свойства; увеличиваются
вязкость и кислотное число, возрастает коррозионная
агрессивность. Поэтому1 подбор эффективных присадок и
базовых основ является важной задачей в производстве и
применении современных турбинных масел для увеличе¬
ния их эксплуатационных показателей.
Основными потребителями турбинных масел являются
энергетические предприятия: тепловые (ТЭС), атомные
(АЭС) и гидроэлектростанции (ТЭС), а также компрес¬
сорные станции на магистральных газопроводах.
12

1.1. устройство паровых турбин
Паровые турбины применяются на электростанциях для
привода электрогенераторов и представляют собой двига¬
тели с вращающимися элементами, которые превращают
энергию пара в механическую работу.
Устройство паровой турбины представлено на рис, 1.1.
Турбина состоит из трех цилиндров: высокого давления
(ЦВД), среднего давления (ЦСД) и низкого давления
(ЦНД), обозначенные, соответственно, 18, 12 и 7. Каж¬
дый из цилиндров состоит из статора и вращающегося ро¬
тора. К полумуфте 5 присоединяется полумуфта рото¬
ра электрогенератора (не показан), а к нему - ротор воз¬
будителя. Собранные вместе (ротор цилиндра, генератор и
возбудитель) они образуют валопровод.
Валопровод вращается во вкладышах 21, 12, II, 9 и
т.д. опорных подшипников скольжения в тонкой масляной
пленке. Как правило, каждый из роторов размещают на
двух опорных подшипниках. Они предназначены Для цен¬
трирования ротора в радиальном направлении, восприятия
веса ротора и сил, возникающих при его вращении. Опор¬
ные подшипники турбин имеют цилиндрические и шаро-
Рис. 1.1. Устройство паровой турбины
13

вые опоры, в зависимости от которых они делятся,. Соот¬
ветственно, на жеСткйе1 и га моуста на вливающиеся. Опор¬
ные подшипники главных турбин работают с большими
окружными скоростями, достигающими 5(1 SS м;лс при
удельных нагрузках до 1,0-1,2 ,МН)рм2. Расширяющийся
в турбине, пар заставляет вращаться каждый из роторов, а
возникающие на них мощности складываются и достигают
На. полумуфте 5 максимального значения.
Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра. 12,
который: выполняют двухстенным (внутреннего и внешне¬
го корпуса). Все корпуса в обязательном порядке имеют
горизонтальные разъемы, необходимые для установки ро¬
торов внутри цилиндров при монтаже и ремонтах. Пар
внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вра¬
щается во вкладышах в масляной пленке, температура ко¬
торого не должна превышать 100 °С.
Вращающиеся концы каждого из роторов соответству¬
ющего цилиндра выводят из невращающегося статора так,
чтобы исключить задевание ротора о статор и не допустить
утечку пара из цилиндра, в зазор Между ротором и стато¬
ром, поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми
уплотнениями 19, 14г8 специальной конструкции.
Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на
верхней фундаментной плите. В плите выполняются пря¬
моугольные окна по числу: цилиндров, в которых разме¬
щаются нижние части корпусов цилйндров, а также осу¬
ществляется вывод трубопроводов, питающих регенера¬
тивные подогреватели, паропроводы свежего и вторично
перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.
При работе турбины пар из котла по одному или не¬
скольким паропроводам поступает сначала к главной па¬
ровой задвижке, за гем к стопорному (одному или не¬
скольким ) и, .наконец, к регулирующим клапанам (чаще;
всего 2). От регулирующих клапанов пар по перепускным;
трубам / (на рис.: 1.1 их четыре: две из них присоединены
к крышке 24 внешнего корпуса ЦВД, а две других подво¬
дят пар в нижние половины корпуса) подается в паров¬
пускную камеру внутреннего корпуса ЦВД. Из этой поло¬
сти пар попадает в проточную часть турбины и, расширя¬
ясь, движется к выходной камере ЦВД 17. В этой камере
в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных
14

патрубка 16. К ним приварены паропроводы, направляю¬
щие пар в котел для промежуточного перегрева.
Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает
через стопорный клапан к регулирующим клапанам 2, а из
них - в паровпускную полость ЦСД. Далее пар расширя¬
ется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной
патрубок 10, а из него в две перепускные трубы 3, кото¬
рые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 4. Почти
всегда ЦВД и ЦСД, ЦНД выполняют двухпоточными: по¬
пав в камеру 4, пар расходится на два одинаковых потока
и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 6, из
которых направляется вниз в конденсатор. Перед перед¬
ней опорой 20 располагается блок регулирования и управ¬
ления турбиной 23. Его механизм управления 22 позволя¬
ет пускать, нагружать, разгружать и останавливать тур¬
бину.
В обойме 7 (рис. 1.2), имеющей такую же конструк¬
цию, как и обойма диафрагм, выполнена кольцевая рас¬
точка /, в которую вставляются сегменты уплотнений 3
(по три сегмента в каждую половину обоймы). Сегменты
имеют тонкие (до 0,3 мм) кольцевые гребни, устанавлива-
Обойма I
Рис. 1.2. Лабиринтное уплотнение для валов турбин:
/ - кольцевая расточка; 2 - плоская пружина; 3 - сегменты уплотне¬
нии; 4 ~ гребни; 5 - вал ротора турбины; 6 - кольцевые выступы; 7 -
обойма
15

емые по отношению к валу с очень малым зазором
(0,5-0,6 мм). Совокупность кольцевых щелей между греб¬
нями 4 и кольцевыми выступами 6, а также кольцевых
камер между ними называется лабиринтным уплотнением.
Высокое гидравлическое сопротивление, которым оно об¬
ладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточ¬
ной части турбины.
Одним Из элементов турбины, обеспечивающим ее эф¬
фективную работу, является рабочая лопатка (рис. 1.3).
Она состоит из трех элементов: профильной части /, хво¬
стовика 2, служащего для крепления лопатки на диске
шипа 3 прямоугольной, круглой или овальной формы,
выполняемого на торце профильной части лопатки за одно
целое.
Лопатки изготавливаются из нержавеющей стали, со¬
держащей 13 % хрома, методом штамповки и последующе¬
го фрезерования и набираются на диске через два специ¬
альных колодца, в которые затем устанавливаются замко¬
вые лопатки с хвостовиками специальной формы. Отдель¬
но прокатывают бандажную ленту 4, в которой пробивают
отверстия, соответствующие форме шипов и расстоянию
между ними. Бандажная лента надевается на шипы, кото-
а
Рис. 1.3. Рабочая лопатка ЦВД и ДСД:
а - внешний вид пакета лопатоК; б - поперечное сечение лОпатки
16

рые затем расклепываются. Ряд соседних лопаток (обычно
от 5 до 14), объединенных бандажной лентой (бандажом),
называется пакетом рабочих лопаток.
Пакетирование обеспечивает вибрационную надежность
рабочих лопаток (не допускает их поломку от усталости
вследствие колебаний). Основным элементом; проточной
части турбины, определяющим весь ее облик., являет¬
ся рабочая лопатка последней ступени.
Турбины разделяются на транспортные и стационар¬
ные.
Транспортные паровые турбины используют для при¬
вода гребных винтов крупных судов.
Стационарные паровые турбины эго турбины, имею¬
щие при эксплуатации постоянное местоположение. Их
можно классифицировать по назначению: энергетические,,
промышленные и: вспомогательные.
Энергетические турбины служат для привода электри¬
ческого гонора гора, включённого в энергосистему, и от¬
пуска тепла крупным потребителям, например, жилым:
районам, городам и т.д. Их устанавливают на ГРЭС, АЭС
и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются боль¬
шой мощностью, а их режим работы - постоянной часто¬
той вращения, определяемой постоянством частоты 'Сети.
Промышленные турбины также служат для производ¬
ства тепловой и электрической;.энергий, однако их главной
целью является обслуживание промышленного предприя¬
тия, например, металлургического, текстильного, химиче¬
ского. сахароваренного и др. Генераторы; таких турбин мо¬
гут работать на индивидуальную электрическую сеть, ш
иногда используются для привода агрегатов с переменной
частотой вращения, например, воздуходувок доменных
печей. Мощность промышленных турбин существенно
меньше, чем энергетических.
Вспомогательные турбины используются для обеспече¬
ния технологического процесса производства электроэнер¬
гии, как правило, для привода питательных насосов и
воздуходувок котлов.
Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть
до 200 МВт приводятся электродвигателями, а мощностью
выше - е помощью паровых турбин, питаемых паром; из
отбора главной турбины.
17

По I’.иду энергии, подучаемой от паровой: турбины, их
делят им конденсационные и теплофикационные;..
Конденсационные турбины - самые распространенные
(маркировка К). Комплектуются устройством; для сбора
отработавшего пара - конденсатором. Весь отработавший
пар в таких турбинах поступает в конденсатор.
Конденсационные паровые турбины предназначены для
выработки электричества. Их устанавливают на ГРЭС. На
ТЭЦ ставят в основном другого типа турбины. Весь пар
с котла, поступивший в такую турбину, совершает работу
для получения электроэнергии. Мощность самых круп¬
ных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000—
1500 МВт.
Теплофикационные турбины (маркировка Т) устанав¬
ливают на ТЭЦ, то есть там, где помимо выработки элек¬
тричества, нужно получать тепловук> энергию - отопление
и горячее водоснабжение. У теплофикационных турбин
существуют регулируемые теплофикационные отборы па¬
ра. Регулировка осуществляется поворотной диафрагмой.
Пар с такого отбора поступает в сетевые подогреватели -
теплообменники, - где пар передает свое тепло сетевой
воде. Теплофикационные турбины, как правило, могут ра¬
ботать и в конденсационном режиме, например, в летнее
время. В таком случае пар ца сетевые подогреватели не
поступает, а полностью используется для выработки элек¬
тричества.
Теплофикационные турбины с отопительным отбором
пара спроектированы: таким: образом, чтобы при макси¬
мальной теплофикационной нагрузке ступени, располо¬
женные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В
последние годы ряд турбин проектируется так, чтобы даже
при максимальной нагрузке последние ступени обеспечи¬
вали высокую мощность турбины. Такие турбины относят¬
ся к типу ТК.
Теплофикационные турбины с промышленным отбором
пара (маркировка ПТ). Промышленный отбор пара озна¬
чает, что часть пара с таких турбин уходит на какое-либо
стороннее производство (завод, фабрику й т.д.). Пар мо¬
жет возвращаться обратно на электростанцию в виде кон¬
денсата или полностью теряться. Такие, турбины в настоя¬
щее время практически не устанавливают.
18

Противодавленческие турбины (маркировка Р). В со¬
ставе таких турбин отсутствует конденсатор, а весь отра¬
ботавший пар идет с небольшим давлением стороннему
потребителю. Этот тиш турбин в настоящее время, как и
турбины ПТ,, не находит применения, за редким исключе¬
нием.
По используемым начальным параметрам пара паровые
турбины можно разделить на турбины докритического и
сверхкритического начального давления, перегретого и на¬
сыщенного пара, без промежуточного перегрева и с про¬
межуточным перегревом пара.
На докритические давления производят всё паровые
турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной: тур¬
бины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью
менее 300 МВт для ТЭС. Все мощные конденсационные
энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофи¬
кационный энергоблок мощностью 250 МВт работают на
сверхкритических параметрах давления пара - 23,5 МПа и
540 °С. ‘ ‘ '
По зойе использования турбин в графике электрической
нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и
полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при
номинальной нагрузке или близкой к ней. К этому типу
турбин относят атомные и теплофикационные турбины.
Полупиковые турбины создаются для работы; с периодиче¬
скими остановками в конце недели. Полупиковые турбины
(и турбоустановки) с учетом их малого числа часов рабо¬
ты в году выполняют более простыми и, соответственно,
более дешевыми (на сниженные параметры пара, с мень¬
шим числом цилиндров).
По конструктивным особенностям паровые турбины
классифицируют по числу цилиндров, частот#:вращения и
числу валопроводов. По числу валопроводов различают
турбины одновальные (имеющие один валопровод - со¬
единенные муфтами роторы отдельных цилиндров и гене¬
ратора) и двухвальные (имеющие два валопровода, каж¬
дый; со своим генератором и связанные только потоком
пара).
По числу цилиндров различают турбины одно- и мно¬
гоцилиндровые. Количество цилиндров определяется объ¬
емным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем'
19

меньше плотность пара, то есть меньше его конечное дав¬
ление, н чем больше мощность турбины, то есть больше
массовый расход, тем больше объемный пропуск и, соот¬
ветственно, требуемая площадь для; прохода пара через
рабочие лопатки последней ступени. Конденсационные тур¬
бины бывают одноцилиндровыми мощностью 50-60 МВт,
двухцилиндровыми 100-150 МВт, трехцилиндровыми до
300 МВт, четырехцилиндровыми до 500 МВт, пятицилищ
дровыми вплоть до 1300 МВт.
По частоте вращения турбины делятся на быстроходные
и тихоходные.. Быстроходные: турбины имеют частоту
вращения 3000 об .мни. Они вращают электрогенератор,
ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому
частота вырабатываемого ими тока равна 50 Гц. Тихоход¬
ные турбины.имеют частоту вращения 1500 об мин.
Для обозначения паровых турбин используют
ГОСТ 3618-2016.
Полный установленный срок службы турбины ТЭС
должен быть не менее 40 Дет, а турбин АЭС - не .менее
30 .дет. Для турбин ТЭС (для их деталей, работающих при
температуре свыше 450 С) введен показатель - ресурс -
суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до
достижения предельного состояния.
Важнейшим показателем является коэффициент полез¬
ного действия (КПД) турбины, который оценивается по
КПД. ее цилиндров. Так, КПД цилиндра характерйзуется
той долей работоспособности пара, которую удалось пре¬
образовать в механическую энергию. Наиболее высокую
экономичность имеет ЦСД: его КПД составляет 90-94 %,
тогда как КПД ЦВД и ЦНД - 84-86 %.
В зависимости от типа турбин и ТЭЦ, а также от, самих
электростанций, КПД характеризуется широким диапа¬
зоном. Строительство электростанций, и турбины с высо¬
ким КПД требует значительных материальных затрат, но
производимая ими электроэнергия обходится дешевле.
Наиболее высокий КПД 92-95 % достигнут на гидроэлек¬
тростанциях. На них генерируется 14 % мировой электро¬
мощности. Однако этот тип стайций наиболее требователен
к месту возведения и, как показала практика, весьма чув¬
ствителен к соблюдению правил эксплуатации. Высоким;
КПД (80 %) обладают АЭС. Их доля в мировом произ-
20

водетве электроэнергии составляет 22 %. В свою очередь,
АЭС требуют повышенного внимания к проблеме безопас¬
ности как на стадиях проектирования и строительства, так
и во время; эксплуатации.
В среднем КПД тепловых электростанций не превыша¬
ет 34 %, на нцх вырабатывается до 60 % мировой электро¬
энергии. Кроме Электроэнергии на тепловых. Электростан¬
циях производится выработка тепловой энергии в виде; па¬
ра, в этом случае КПД значительно возрастает.
В настоящее время электрический КПД парогазовых
установок (ПГУ) достигает 58 %,. а при использовании па¬
ра для выработки тепла общий КПД возрастает до 96 %.
Таким образом, строительство ПГУ является перспективой
теплоэнергетики, и строительство таких блоков лежит в
основе государственной программы модернизации энерге¬
тической отрасли страны.
1.1.1. СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕШШ ПАРОВЫХ ТУРБИН
Турбинное масло в паротурбинных установках ТЭС
предотвращает износ фрикционных поверхностей, снижает
потери мощности при трении, отводит тепло, выделяющее¬
ся при трении и передаваемое от горячих деталей: турби¬
ны, предотвращает коррозию Элементов масляной систе¬
мы, передает импульсы и перемещает детали в системе ав¬
томатического регулирования и защиты турбины. Крупные
масляные контуры снабжены центробежными фильтраци¬
онными системами, которые обеспечивают удаление мель¬
чайших частиц загрязнителей вместе с продуктами старе¬
ния и шлама.
Необходимое положение вращающегося ротора относи¬
тельно деталей статора обеспечивают упорные подшипни¬
ки турбины, воспринимающие усилил, действующие на
ротор. Как правило, в турбостроении применяют подшип¬
ники скольжения, которые хорошо сопротивляются стати¬
ческим и динамическим нагрузкам при высоких окружных
скоростях, долговечны и надежны. Между расточкой
вкладыша подшипника и шейкой вала при его враще¬
нии возникает полусухое (полужидкостное) трение, для
уменьшения которого расточку вкладыша покрывают баб¬
21

битом (антифрикционный сплав, состоящий из олова,
сурьмы и меди), а в качестве смазки используют турбин¬
ное масло, которое является еще и охладителем трущихся
поверхностей.
К конструкции подшипников предъявляется ряд требо¬
ваний:
- работа подшипника должна быть исключительно
надежной, так как аварии с подшипниками влекут боль¬
шие повреждения проточной части и уплотнений;
- конструкция должна обеспечивать наибольшую эко¬
номичность турбины, так как работа и состояние подшип¬
ников обеспечивают оптимальные зазоры в уплотнениях и
проточной части, что непосредственно влияет на КПД
турбины;
- работа сил трения в смазочном слое подшипника
должна быть минимальной, так как она совершается за
счет энергии вращения вала.
Схема опорного подшипника представлена на рис. 1.4.
I
Рис. 1.4. Схема опорного подшипника
22

Шейка вала 1 вращается в расточке вкладыша 2, диа¬
метр которой несколько больше диаметра шейки вала.
Вкладыш, состоящий из двух половин, устанавливается в
корпусе 7 на опорных колодках 6 так, чтобы оси расточки
вкладыша и концевых и диафрагменных уплотнений сов¬
падали. В расточку вкладыша по трубопроводу подается
масло от насоса. Между шейкой вала и расточкой вкла¬
дыша образуется масляная пленка, на которой вращается
вал. Подача турбинного масла в подшипник регулируется
ограничительной шайбой 8. На крышке корпуса 4 уста¬
новлен аварийный бачок 3, в который по трубе 5 поступа¬
ет масло.
В случае прекращения подачи турбинного масла в под¬
шипник (при аварии в маслосистеме) турбогенератор за¬
щитой отключается от сети и прекращается подача пара в
турбину. Обороты постепенно снижаются, и турбинное
масло в подшипник будет поступать из аварийного бачка.
На рис. 1.5, б, в, г видно как при увеличении оборотов
шейка вала увлекает под себя масло, и между ней и рас¬
точкой появляется устойчивый масляный слой (клин),,
благодаря которому шейка вала как бы «плавает».
Турбинное масло подается насосами из масляного бака,
установленного на нижней отметке конденсационного по¬
мещения. Размер масляного бака зависит от мощности
а б в г
Рис. 1.5. Схема работы опорного подшипника:
(I - положение Неподвижной шейки вала во вкладыше, б - проток через
вкладыш, в - распределение давления в масляном слое вкладыша с
цилиндрической расточкой, # - распределение давления в масляном
слое вкладыша для овальной расточки; / - центр шейки, 2 - центр ва¬
ла, 3 - клиновидный зазор
23

турбины: чем больше мощность, тем больше цилиндров и,
следовательно, роторов й их опор, требующих смазки. С
увеличением мощности турбины растет диаметр шеек, что
требует большого расхода турбинного масла щ соответ¬
ственно, масляного бака большой: емкости, достигающей
50-60 м3.
Для надежной работы подшипников -турбинное масло
должно непрерывно подводиться под давлением 0,06—
0,2 МПа, которое одновременно охлаждает подшипник.
Температура в масляной емкости 40-60 скорость пода¬
чи масла 1,5-4,5 мЛс. Охлажденное и прошедшее через
редукционные клапаны турбинное масло поступает в
подшипники турбины и генератора под давлением 0,1
0,3 МПа. Подвод турбинного масла целесообразен с двух
сторон в районе горизонтального разъема, где давление,
масляного- слоя минимальное и масло затягивается шейкой
в нижний вкладыш подшипника.. По длине: вкладыша тур¬
бинное масло всегда вводится посредине и растекается в
обоих направлениях: отвод осуществляется с обоих концов
Нижнего вкладыша в сливную полость.
1.2. УСТРОЙСТВО ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО
АГРЕГАТА
Газоперекачивающий агрегат предназначен для повы¬
шения давления и перемещения газа, поступающего из
входного коллектора компрессорной; станции в линию ма¬
гистрального газопровода. Под ГПА понимают газотур¬
бинную установку и приводимый ею во вращение для пе¬
рекачки газа центробежный нагнетатель.
В процессе движения газа при температуре наружного
воздуха от минус 55 до плюс 45 °С и относительной влаж¬
ности до 100 /о, а также при наличии осадков по маги¬
стральному газопроводу давление газа постепенно умень¬
шается за счет трения и отбора газа потребителями. Для
поддержания постоянного давления в сети газопровода че¬
рез каждые 80-120 км устанавливают Дожимные компрес¬
сорные станции.
24

1.2.1. КЛАССИФИКАЩ1Я ГПА
Как установка базового назначения, .ГПА находится в
работе 5,5-6,5 тыс. ч в год, при этом его средняя нагрузка
близка к номинальной. Число пусков за год также состав¬
ляет 10-15 раз. Газотурбинные ГПА относятся к установ¬
кам долговременного использования: общий технический
ресурс агрегата составляет 100 тыс. ч. Однако отдельные
его олс.чсн I ы имеют ограниченный ресурс, после выработ¬
ки которого подлежат замене. Ресурс между средними ре¬
монтами обычно равен около 12 тыс. ч, между капиталь¬
ными ремонтами - 20-30 тыс. ч.
Газоперекачивающие агрегаты классифицируют:
- по функциональному признаку - для применения на
головных, линейных и дожимных КС. подземных храни¬
лищ газа, специальных технологий (обратной закачки газа
в пласт, газлифта, сбора и транспортировки попутного га¬
за и др.);
- по принципу действия ГПА с компрессорами - объем¬
ного действия (в основном с поршневыми компрессорами)
и динамического действия (в основном: с центробежными
компрессорами).
Поршневые компрессоры (газомотокомпрессоры) ис¬
пользуют при малых производительностях (до 1,5 м:’ е)
из-за предпочтительности по КПД или где требуется зна¬
чительное изменение режима работы по давлению. Цен¬
тробежные компрессоры используются при высоких про¬
изводительностях (от 1,5 мД/К и выше) и мощностях
(4-25 МВт) из-за предпочтительности по КПД и габарит¬
ных размеров и масс ГПА. По типу привода относятся к
ГПА, в которых используют -электродвигатели, газовые
двигатели внутреннего сгорания, газотурбинные двига¬
тели.
Основными типами ГПА на КС в настоящее время яв¬
ляются: агрегаты е приводом от ГТУ (ГОСТ 28775-90),
.')11А и поршневые ГМК.
Газотурбинный привод должен отвечать требованиям
эксплуатации газотранспортной системы, а именно:
- иметь высокую единичную мощность от: 6 до 32 МВт,
а в некоторых случаях до 50 .'■• 1В г:
- небольшую относительную массу,’
25

- блочно-комЦлектную конструкцию;
- высокий уровень автоматизации и надежности;
- автономность привода и работу на перекачиваемом
газе.
Этот вид привода получил наибольшее распространение
на газопроводах по перекачке газа. Агрегаты с таким при¬
водом отличаются компактностью, меньшими габаритами
и массой, а. также более быстрым запуском в работу
(10-15 мин) и простотой ремонта, по сравнению с приво¬
дом от стационарных газовых турбин. На газопроводах
ПАО «Газпром» эксплуатируется ГПА с газотурбинным'
приводом ГТ-700-5, ГТК-5, ‘ ГТ-750-6, ГТ-6-750, ГТН-6,
ГТК-10-2-1, ГТН-25 мощностью от 4 до 25 МВт;.
В системе ПАО «Газпром» эксплуатируется ГПА в
количестве более 4100 единиц, суммарной, мощностью
47,1 млн кВт. Общая стоимость газоперекачивающего обо¬
рудования составляет 10-15 % стоимости всей газотранс¬
портной системы (ГТС). Приводные двигатели ГПА по¬
требляют около 8 % объема транспортируемого газа. Эти
цифры определяют важность и масштаб проблемы разви¬
тия одного из основных технологических секторов произ¬
водства ПАО «Газпром». Основная часть газоперекачива¬
ющего оборудования (около 90 % мощностей) сосредото¬
чена па линейных магистральных газопроводах, 9,2 % - на
промысловых дожимных и 1,6 % - на станциях подземно¬
го хранения газа. Из всех ГПА основным является га¬
зотурбинный привод - 87,2 %, электрический привод со¬
ставляет 12,3 /о,, газопоршневой привод ограниченно ис¬
пользуется на станциях подземного хранения газа (ПХГ) -
0,5 %. В системе ПАО «Газпром» находятся в эксплуата¬
ции около 40 единиц ПХГ. Как правило, для закачивания
применяют газомотокомпрессоры на базе судовых двигате¬
лей, а давление закачивания газа осуществляется в преде¬
лах 125-150 кг см-.
Базой для развития технологий газоперекачки в мире
остается газотурбинный двигатель простого цикла,, кото¬
рый не исчерпал возможностей повышения экономичности.
Уровень КПД современных газотурбинных приводов -
32-41%. ‘ ‘
В последние годы интенсивно проводится доработка
авиационных ГТД для наземного применения в целях уве-
26

Рис. 1.6. Газовая турбина MS5002E для газоперекачивающего агрега¬
та «Ладога-32» мощностью 32 МВт
личения ресурса и учета специфических условий их экс¬
плуатации на земле, в основном используются достижения
авиационного двигателестроения для того, чтобы повысить
их КПД.
Основным направлением является создание ГПА на ба¬
зе современных ГТУ, одним из которых является ГТУ
MS5002E мощностью 32 МВт и КПД 36 % под наименова¬
нием «Ладога-32». Современные ГПА являются техноло¬
гически сложными объектами эксплуатации большой мощ¬
ности, но их применение расширяется и совершенствуется.
Выпуск агрегата «Ладога-32» осуществляется на предпри¬
ятии «Невский завод» по лицензии и в сотрудничестве с
компанией General Electric (рис. 1.6).
1.2.2. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ГПА
Газовая турбина - тепловой двигатель Непрерывного
действия, в лопаточном аппарате которого энергия газа,
находящегося под давлением и имеющего высокую темпе¬
ратуру, преобразуется в механическую работу на валу
турбины. Повышение энергии газа достигается за счет его
27

Рис. 1.7. Принципиальная схема компоновки ГПА:
1 - воздухозаборная камера; Э — т^рбодетандер; 3 - осевой: компрессор;
4 - турбина высокого давления; 5 - турбина, низкого давления; 6 -
нагнетатель; Щ - технологические краны Обвязки агрегата; 8 - рекупе¬
ратор; 9 - камера сгорания; 10 - блок подготовки топливного, пусково¬
го и импульсного газов; 11- аппарат воздушного охлаждении масла
компримирования и сгорания в смеси с воздухом в специ¬
альных камерах сгорания. Температура смеси продуктов
сгорания газа и воздуха перед входом в турбину составля¬
ет до 900"
Газоперекачивающий агрегат- включает в себя системы,
обеспечивающие его эксплуатацию:
- систему автоматического управления регулирования
гг защиты;
- входной тракт ГТУ с воздухозаборными,, воздухо¬
очистительными, противообледенительными. устройствами
и шу.чопог.тощенис.м:
- выходной тракт ГТУ с выхлопными трубами, пгумо-
поглощенисм и утилизационным теплообменником:;;
- входные и выходные трубопроводы нагнетателя с за¬
порными и регулирующими клапанами;
- масляную систему ГПА с системой охлаждения;
- агрегатные устройства электроснабжения;
- системы вентиляции, пожаротушения, взрывозащиты
и др.
На рис. 1.7 приведена принципиальная схема ГПА с га¬
зотурбинным приводом, Где показаны все основные узлы,
входящие; в агрегат:
- воздухозаборная камера, предназначенная для подго¬
товки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на
вход оёевого компрессора, в частности, для очистки по¬
ступающего воздухз и понижения уровня шума в районе
воздухозаборной камеры;
- пусковое устройство (турбодетандер, воздушный, или
электрический стартер) для первоначального раскручива¬
ния осевого компрессора и турбины высокого давления в
момент пуска ГПА,
Аппараты воздушного охлаждения масла предназначе¬
ны для охлаждения смазочного масла после подшипников
турбин и нагнетателя ;
29

- осевой компрессор для подачи необходимого коли¬
чества воздуха в камеру сгорания газотурбйнйой уста:'
новки;
- щурбина высокого давления является приводом; осе¬
вого компрессора и находится с ним на одном валу;
- турбина низкого давления служит для привода цен¬
тробежного нагнетателя;;
- нагнетатель природного газа представляет собой цен¬
тробежный газовый компрессор без наличия промежуточ¬
ного охлаждения и предназначен для компримирования
природного газа;
- краны обвязки ГПА.
Регенератор (воздухоподогреватель) - теплообмен¬
ный аппарат для повышения температуры воздуха, посту¬
пающего после осевого компрессора в камеру сгорания,
и тем; самым снижения расхода топливного газа по агре¬
гату.
Камера сгорания предназначена для сжигания топлив¬
ного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгора¬
ния е расчетными параметрами (давление;, -температура) на,,
входе в турбину высокого давления.
Блок подготовки: пускового и топливного газа - ком¬
плекс устройств, при помощи которых часть газа, отбира¬
емого из магистрального газопровода, очищается от меха¬
нических примесей: и влаги, доводится до необходимых
параметров, обусловленных требованиями эксплуатации
газоперекачивающих агрегатов.
1.2.3. I МЛ«. IA. 10ГЛ-32»
К недостаткам ГТУ на газопроводах следует отнести:
их низкий: эффективный КПД, высокий уровень выбро¬
сов и шума. Используемые на газопроводах ГТУ выра¬
батывают два вида энергии: механическую на валу нагне¬
тателя и тепловую в форме тепла уходящих газов, кото¬
рую необходимо использовать для отопления помеще¬
ний или других целей. Однако в большинстве случаев
она не используется. Для обеспечения энергетической
эффективности и экономичности, а также невысокой
удельной, стоимости и эксплуатационных затрат сегодня
30

проектируют энергетические ГТУ по простейшему циклу,
йа. максимально достижимую температуру дымовых га¬
зов перед турбиной (1300-1400 РС), со степенями по¬
вышения давления на уровне 17-20. Компрессор и га¬
зовая турбина располагаются на одном валу. Темпера¬
тура уходящих дымовых газов после газовой турбины
составляет. 550-640 °С> Газотурбинная установка явля¬
ется компактным блоком со встроенной камерой сгора¬
ния (кольцевой или блочно-кольцевой). Зона высоких
температур и давления локализована в небольшом; по
размерам пространстве, число воспринимающих их де¬
талей невелико, а сами эти детали тщательно отрабо¬
таны.
Для технического перевооружения существующих теп¬
ловых электростанций ГТУ должны соответствовать сле¬
дующим техническими требованиям:
- температура газов :на выходе 400 и выше;
- КПД (электрический) при мощности от 1 до 4 МВт
(без когенерации) - не менее 24 %, от, 1 до 8 МВт — не
менее 26 %, от 4 до 8 МВт - йе менее 26 %т от 8 до
15 МВт - не менее 30 %, от 15 до 25 МВт - не менее 33 %,
более 25 МВт - не менее 36 %. Назначенный ресурс - не
менее 100 тыс. ч;
- интервал между капитальными ремонтами не менее.
25 тыс. ч;
- автоматизация всех технологических процессов:
- минимальный штат обслуживающего персонала;
- компактность и блочность неплавки:
- быстрота, монтажа энергетического оборудования.
За; рубежом; единичная электрическая мощность ГТУ
близка к 300 МВт. При этом электрический КПД зару¬
бежных ГТУ в среднем составляет 37-38,5 %г
Совершенствование газовых турбин осуществляется по
следующим направлениям:
- увеличение температуры уходящих, дымовых, газов
перед турбиной (до 1500 "О:
- увеличение степени повышения давления в компрес¬
соре (свыше 20);
- использование новых высокотехнологичных материа¬
лов для газовых турбин и компрессоров (монокристалли¬
ческих материалов для' лопаток турбины, хромистых ста-
31

лей для дисков, высокопрочного чугуна с шаровидным
графитом для компрессоров).
По уровню энергетической эффективности ГТУ разде¬
ляют на 4 класса:
- класс Е. Эго ГТУ, разработанные в середине
8G-.X годов XX в., которые обладают высокой надежно¬
стью, длительным межремонтным периодом и требуют от¬
носительно Небольших затрат на. сервисное обслуживание;
У ГТУ класса Е температура уходящих дымовых газов на
входе в турбину - 1100 Q (. . степень повышения дав¬
ления в компрессоре - 10-12, электрический КПД -
33-35 1й
- класс F, Это ГТУ, разработанные в первой половине
90-х годов XX в., которые характеризуют современный
уровень развития газотурбинных технологий. Эти ГТУ
вводились в эксплуатацию в конце 90-х годов XX в. и в
начале XXI в. У ГТУ класса F температура уходящих ды¬
мовых газов на входе в турбину - 1250-1350 °С, степень
повышения давления в компрессоре - 15 17. электриче¬
ский КПД - 35-36 ’ '
- класс FA (FB). Это ГТУ, разработанные во второй
половине 90-х годов XX в.. которые в настоящее время
только вводятся в эксплуатацию. У ГТУ класса FА (II?)
электрический КПД составляет 36-38,5 '%,
- класс G (Н). Это передовые (опытные) образцы
перспективных сверхмощных энергетических ГТУ. У пер¬
спективных ГТУ класса G (Н) температура уходящих ды¬
мовых газов на входе в турбину - 1400-1500 °С, степень
повышения давления в компрессоре - свыше 20, электри¬
ческий КПД - 39 10
В ГТУ на ТЭЦ уходящие дымовые газы после газовой
турбины поступают в водогрейный или паровой котел¬
утилизатор, где используются для выработки тепловой
энергии (подогрева воды или генерирования пара) для
внешних потребителей.
Принципиальная схема ГТУ-ТЭЦ приведена на рис, 1.8.
Агрегат ГПА <<Ладога-32>> - отечественный ГТУ нового
поколения.
ГПА «Ладога-32» используют как для транспортировки
природного газа по магистральным газопроводам под дав¬
лением 120 МПа, так и в составе парогазовых установок
32

Газотурбинная установка Котел-утилизатор
Рис. 1.8. Принципиальная тепловая схема ГТУ-ТЭЦ
на ТЭС и ТЭЦ в судостроении в качестве главной энерге¬
тической установки для судов и кораблей.
Агрегат «Ладога-32» имеет следующие преимущества
перед другими ГПА:
- высокий КПД;
- низкий уровень вредных выбросов, соответствующих
современным экологическим требованиям;
- высокая надежность и эксплуатационная готовность.
Состав агрегата:
- газотурбинная установка MS5002E мощностью
32 МВт;
- турбоблок MS5002E;
- рама вспомогательных устройств ГТУ MS5002E;
- кожух шумотеплоизолирующий рамы вспомогатель¬
ных устройств ГТУ MS5002E;
- кожух шумотеплоизолирующий отсека газотурбинной
установки MS5002E;
- нагнетатель природного газа;
- комплексная система автоматического управления;
- комплексное воздухоочистительное устройство
(КВОУ);
- система электроснабжения;
- контрольно-измерительные приборы (КИП).
Основные технические характеристики ГПА «Ладо¬
га-32» И газотурбинной установки MS5002E приведены в
табл. 1.1 и 1.2.
33

Таблица 1.1
Основные технические характеристики ГПА «Ладога-32»
Наименование параметра
ГПА-32.
ГПА-32-02
ГПА 32 03
Номинальная мощность на муфте
привода в станционных условиях,
МВт, не менее
31,2
Производительность объемная, при¬
веденная тс нормальным условиям
(0,1013 МПа, 20 Ш млн м3 сут
78,9
62,0
66,0
Политропный коэффициент полез¬
ного действия ЦБН (оценивает со¬
вершенство компрессорных машин.,
рассчитывается по термодинами¬
ческим показателям процесса сжа¬
тия), %, не менее
85
80
80
Эффективный коэффициент полез¬
ною действия ГТУ при работе на
номинальной мощности в станци¬
онных условиях, ||| не менее
36,0
Номинальное абсолютное рабочее
давление: газа на выходе из ЦБН,
МПа '
11,86
7,4/
7,45
Степень сжатия
1,1
1,44
1,38
Номинальная частота вращения
ротора силовой турбины ГТУ,
об. МИН
5714
Температура за турбиной, 41
(ном. макс.)
510/600
Расход топливного газа, квуйй
1,78
Таблица 1.2
Основные параметры газотурбинной установки MS5002E
Наименование параметра
Значение
Приведенная по ГОСТу Р 52200-2004 номи¬
нальная мощность на муфте привода, МВт, не
менее
32,0
Приведенный по ГОСТу Р 52200-2004 эффек¬
тивный КПД ГТУ при работе на номинальной
мощности, не менее
36,0
34

Продолжение табл. 1,2
Наименование параметра
Значение
Номинальная частота вращения ротора ТНД,
об мин
лк
Диапазон Изменения частоты вращения ротора
1,11Д. % от номинальной
От 70 до 105.
Направление вращения ротора ТНД при
взгляде со стороны нагрузочного устрой¬
ства
По часовой стрелке,
ГОСТ 22378-77
Время, Запуска и выхода на минимальный ра¬
бочий режим (из состояния «горячий ре¬
зерв»):, мин
5'
Номинальный расход топливного газа, кй/%
1,74
Давление топливного таза, МПа
(>i 3.1 до 3,5
безвозвратные потери масла, кгч. не брлее
ода
Номинальная максимальна:! температура про¬
дуктов сгорания за турбиной (на срезе вы¬
хлопного патрубка, турбины), С
о 10. бои
Расход циклового воздуха на номинальном
режиме, KFf#®;,
100
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлоп¬
ного патрубка турбины),. ЙСУаЕ
101,7
Степень повышения давления воздуха в осе¬
вом компрессоре
17,0
Содержание вредных веществ в выхлоп¬
ных газах: (определяются в осушенной пробе
при температуре 0 °Д давлении 0,1013 МПа
и условной концентрации кислорода 15 %):
оксидов азота \0,. мг м 1 не более
оксида углерода СО, , не боЛее
50
34,7
Мощность выбросов вредных веществ < про¬
дуктами сгорания на режиме номинальной,
мощности:
Оксидов азога \Оч 1/% не белее
оксида углерода СО, г>%:, не более
3..7
2,6
35

1.2.4. ТРЕБОВАНИЯ И ФУНКЦИИ СИСТЕМЫ
(МЛЧК'И I ПА
Масляная 'система обеспечивает работу таких систем,
как смазки подшипников ГТУ ц нагнетателя, гидравличе¬
ского регулирования и защиты, уплотнения нагнетателя, а
также осуществляет отвод тепла от некоторых горячих ча¬
стей ГТУ. Для осуществления нормальной эксплуатации
ГПА масляная -система должна отвечать следующим требо¬
ваниям:
- надежной работы на всех режимах при пуске и ава¬
рийной остановке;
- охлаждения масла с минимальными затратами мощ¬
ности на прокачку масла;
- пожаробезопасности;
- отделения от масла газов, механических примесей и
воды;
- исключения образования в системе воздушных про¬
бок;
- обеспечения прогрева масла при запуске' или при
нахождении агрегата в «горячем резерве»;
- обеспечения '.запаса масла, достаточного для пробега
между назначенными периодами заправки;
- минимального расхода (потерь) масла в процессе
эксплуатации;
- достаточной прочности и вибростойкости элементов
системы, герметичности соединений,
Турбинное масло в ГПА выполняет следующие функ¬
ции:
- смазка и охлаждение опорного и упорного подшиш
пиков ротора;;
- уплотнение радиальных зазоров между ротором и
статором нагнетателя и двигателя е целью ограничения
утечек газа в атмосферу (нагнетатель) и масла в камеру
сгорания (двигатель);
- гидравлическая система регулирования и защиты.
Требования к качеству турбийного масла будут опреде¬
ляться из этих функций, так как выбранный тип масла
используется в качестве рабочей жидкости в системе авто¬
матического регулирования и уплотнений.
36

1.2.5. УСТРОЙСТВО, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
И ПРИНЦИП РАБОТЫ МАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ ГПА
Система маслоснабжения ГПА, представленная на
рис. 1.9, состоит из следующих узлов: масляного бака,
насосов, инжекторов, фильтров, охладителей и подогрева¬
телей масла (перед запуском), органов гидравлического
регулирования и защиты, маслопроводов, различной арма¬
туры (запорной, предохранительной, регулирующей).
Применяемые схемы отличаются большим разнообрази¬
ем, но самое главное требование к системе - надежность
маслоснабжения.
Маслосистема ГПА в общем случае функционирует сле¬
дующим образом. Турбинное масло, забираемое из бака
главным насосом, редуцируется регулятором давления,
охлаждается, фильтруется и с требуемым избыточным
давлением поступает на смазку подшипников и к насосам
уплотнений (рис. 1.10). Главным масляным насосом 4
центробежного типа, установленным непосредственно на
валу турбины высокого давления, создается давление мас-
10
Рис. 1.9. Схема масляной системы ГПА:
/ - резервный масляный насос; 2 - масляный бак; 3 - фильтр; 4 - пус¬
ковой насос; 5 - инжектор; 6 - главный масляный насос: 7 - насос
охладительной системы; 8 - обратный клапан; Э - система рогу, трона
ния; 10 - охладитель масла; 11 - газотурбинный ГПА
37

ж-
0
гМ—ф—N-|
ЧХ
К блоку
винтовых насосов
К подшипника^
гМ-фЧ*^
ЧХ-
. - -—v—' чх—фнх-1
Горячая вода ' у
— * Слив с регулятора
перепада
чх^фчх-1
naiiieiSuei^ 1
10
-Ш
5=
я
%
-
fr
1ST
Fir I a ^
jmn± т
-1 В систему
-/регулирования
Слив с
-^подшипников
нагнетателя
Рис. 1.10. Схема маслоснабжения ГТК-10-4
ла до 1,2 МПа. Затем турбинное масло поступает на сдво¬
енный обратный клапан 3, после которого оно разделяется
на два потока: к маслоохладителю 7 через регулятор дав¬
ления 6 и соплу инжектора насоса 5. Наличие инжектора
вызвано тем, что центробежные насосы не обладают свой¬
ствами самовсасывания, если они расположены выше мас¬
лобака. Для создания необходимого подпора на входе в
колесо устанавливают инжектор 5, к соплу которого под¬
водится турбинное масло из нагнетательной линии того же
насоса. Регулятор 6 понижает давление на входе в масло¬
охладитель в пределах 0,4-0,6 МПа. Охлажденное и очи¬
щенное фильтром 8 турбинное масло поступает на смазку
опорно-упорного подшипника нагнетателя и к блоку вин¬
товых насосов. Далее турбинное масло после дополни¬
тельного редуцирования в регулируемом дросселе 9 посту¬
пает на смазку подшипников турбо-группы и к импелле¬
РУ /•
После смазки и охлаждения подшипников турбинное
масло сливается в маслобак. Турбинное масло при пуске
и остановке агрегата подается пусковым масляным насо¬
38

сом 2, размещенным на верхней крышке маслобака. Ре¬
зервный шестеренчатый масдонасос 10 с приводом от
электродвигателя постоянного тока имеет- две ступени.
Первая -ступень подключена к маслопроводу1 смазки низко¬
го давления, вторая ступень подает турбинное: масло с
давлением 0,5 МПа на смазку опорно-упорного подшип¬
ника нагнетателя.
Винтовые насосы системы уплотнения подают турбин¬
ное масло высокого давления через фильтр тонкой очист¬
ки и обратный клапан на торцовое уплотнение и опорный
подшипник нагнетателя. Винтовые насосы приводятся во
вращение электродвигателями переменного тока. Для
предотвращения попадания масляных паров в машинный
зал при работе' агрегата существует специальная система,
отсоса этих паров. С помощью специального эжектора па¬
ры отсасываются из рамы маслобака, переднего подшип¬
ника, среднего подшипника и заднего подшипника. Все
трубы системы отсоса; объединяются в общий коллектор,
идущий к эжектору;
Одним из важнейших элементов системы уплотнении
являются непосредственно масляные уплотнения. Разли¬
чают в основном два типа уплотнений: щелевые и торце¬
вые.. О качестве работы системы уплотнений судят по ин¬
тенсивности поступления турбинного масла в поплавковую
камеру. Быстрое ее заполнение турбинным маслом при
закрытом сливе свидетельствует о повышенном расходе
масла через уплотнения.
В масляные баки: монтируют большую часть оборудова¬
ния масляной: системы: напорные ж сливные трубопрово¬
ды, масляные фильтры, охладители масла, подогреватели
масла перед Пуском,, инжекторы, переключающую армату*
I>у, пеногаейтелй, дегазаторы и др. Масляный бак должен
быть герметичным, но и в то же время давать доступ к
техническому обслуживанию.
Путь турбинного масла от сливного отверстия до всасы¬
вания в насос должен быть максимальным, чтобы успели
выделиться пузырьки воздуха. Для ускорения деаэрации
турбинного масла, и исключения выхода масляных паров
из картеров подшипников в баке должно поддерживать¬
ся небольшое разряжение, увеличивающее испаряемость
масла.
39

Турбинное масло, сливающееся из уплотнений нагнета¬
теля й находившееся в контенте е газом, проходит специ¬
альный дегазатор и подлежит тщательной очистке. Для
обеспечения качества турбинного масла используют систе¬
мы фильтрации в различных масляных линиях. Фильтр¬
элементы должны обеспечивать очистку турбинного масла
от частиц размером 5 мкм и выше. На компрессорных
станциях для очистки турбинного масла применяются раз¬
личные маслоочистительные машины, которые; могут рабо¬
тать в зависимости: от степени загрязнения масла как по
схеме очистки, так и по схеме осветления регенерируемого
масла. Вместимость масляной системы связана с типом;
охладителей турбинного масла. Большое распространение
получили воздушный охладителй масла. В них использу¬
ются схемы с непосредственным охлаждением масла и
схемы с использованием; промежуточного теплоносителя.
Перепад температур турбинного масла на входе и выхо¬
де ГПА, как правило1,:, достигает величины 15-25° С. Ос¬
новные параметры, определяющие режим; работы масла в
маслосйстёмах различных ГПА, представлены в табл. 1.3.
Температура турбинного масла на. сливе подшипников
должна составлять 65-75 °С. При температурах масла
ниже 45 °С происходит срыв «масляного клина» и агрегат
начинает работать неустойчиво. При температуре выше
85 °С срабатывает защита агрегата при высокой: темпера¬
туре масла.
Таблица 1.3
Основные параметры, определяющие режим работы масла
в маслосйстемах различных ГПА
Параметры
Показатели
Безвозвратные потери масла по агрегату, круи
0,63
Давление на фильтрах:, ыгс с м::;
смазки нагнетателя, не более
1,3
уплотнительного масла, не более
1,1
Температура Масла, °й:'
в маслобаке двигателя
45-50
на входе в двигатель
50-100
на выходе из двигателя
75-100
от подшипников опор двигателя
85-100
на выходе от подшипников силовой турбины
80-100
40

1.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ТУРБИНЫ
Гидравлической турбиной (гидротурбиной) называют
двигатель преобразующий механическую энергию воды в
энергию вращения турбины для получения электроэнер¬
гии. Принципиальная схема работы гидравлической тур¬
бины на ГЭС представлена на рис. 1.11.
Классы турбин различают в зависимости о того, какие
из слагаемых энергии потока воды используются в тур¬
бине. Системы турбин отличаются формой и направлением
потока через турбину, а также особенностями ее проточ¬
ной части. Тип турбины определяет ее конечный размер и
форму элементов проточной части в пределах системы.
Современная классификация турбин включает в себя их
деление на классы, системы и типы.
В зависимости от того, какие части энергии потока во¬
ды используют, турбины подразделяют на два класса: ак¬
тивные и реактивные.
Активные турбины используют только кинетическую
энергию потока воды, а их рабочие органы находятся в
воздухе, при атмосферном давлении. Из-за этого давления
41

воды на входе в рабочее колесо и на выходе из него оди¬
наковы и равны атмосферному.
Реактивные турбины используют кинетическую энер¬
гию потока воды вместе е потенциальной (энергией давле¬
ния), поэтому давления на входе в рабочее колесо й выхо¬
де из него не равны. Само рабочее колесо реактивной тур¬
бины погружено под воду,
Каждый из при поденных классов дели гея на сне гемы.
Активные турбины подразделяются на: ковшовые,
наклонно-струйные, двойного действия (двукратные),
кольцеструйные.
В ковшовых турбинах рабочее, колесо снабжено ков¬
шеобразными лопастями,, на которые под прямым углом
через специальное сопло подается вода.. Ковшовые тур¬
бины могут быть как с горизонтальной осью, так и с
вертикальной. Применяются при напорах воды от 300 до
2000 м. ‘ '
Наклонно-струйные гидротурбины отличаются от ков¬
шовых тем, что струя к рабочему колесу подводится не
под прямым углом. Из,-за этого также есть некоторые из¬
менения в геометрии ковшов.
Турбины двойного действия, или двукратные характе¬
ризуется тем, ч го поток воды проходит через рабочее, ко¬
лесо дважды.
В кольцеструйных турбинах поток воды подводится к
рабочему колесу гго всему его периметру в виде кольцевой
струи.
Класс реактивных турбин делится на следующие систе¬
мы: осевые, диагональные поворотно-лопастные и ради¬
ально-осевые.
В осевых турбинах поток воды, проходя через рабочее
колесо, не меняет своего направления и всегда параллелен:
оси вращения турбины. При этом ось может быть ориен¬
тирована как вертикально, так и горизонта, пят. Осевые
турбины могут изготавливаться с жестко закрепленными
лопастями - пропеллерные (Пр), с поворотными лопастя¬
ми - поворотно-лопастные (11. I). Двухперовыми и гори¬
зонтально капсульными (ГК). Применяются при напорах
до 80 м.
Диагональные турбины, а точнее поворотно-лопастные
диагональные (ПЛД) имеют конструкцию, схожую с осе¬
42

выми поворотно-лопастными турбинами. Основное отли¬
чие состоит в том, что поток воды проходит через рабочее
колесо по конической поверхности или, проще говоря, по
диагонали. Такая особенность конструкции диагональных
турбин позволяет применять их при более высоких напо¬
рах (от 50 до 170 м), чем осевые турбины.
Радиально-осевые турбины (РО) характеризуются тем,
что поток воды, попадающий в турбину, изменяет свое
направление с радиального на осевое. Радиально-осевые
турбины могут изготавливаться как с вертикальной осью,
так и с горизонтальной. Они применимы для широкого
диапазона напоров - от 40 до 600 м.
На рис. 1.12 представлен разрез турбины радиально¬
осевого типа мощностью 245 МВт, работающей при напоре
85,5 м, с рабочим колесом диаметром 5,5 м.
Из напорного трубопровода, относящегося к гидроме¬
ханическим сооружениям ГЭС, вода поступает в металли¬
ческую сварную спиральную камеру 8 турбины. Форма
спиральной Камеры обеспечивает равномерный подвод во¬
ды к направляющему аппарату 3. Между этими узлами
находится статор 2, который передает на фундамент ГЭС
10, 11 нагрузку от массы расположенного над ним бетона,
Рис. 1.12. Разрез радиально-осевой гидротурбины (Усть-Илимская
ГЭС)
43

деталей турбины и генератора, а также осевого давления
воды йа. рабочее колесо. Со спиральной камерой статор
скреплен электросваркой, а е крышкой турбины, и нижним
кольцом направляющего аппарата - болтовыми: соедине¬
ниями.
Направляющий аппарат предназначен для оконча¬
тельного формирования потока перед входом на рабо¬
чее колесо и регулирования расхода воды через турби¬
ну от нулевого до максимального значения. Регулирова¬
ние расхода осуществляется лопатками, одновременно
поворачивающимися на. одинаковый: угол. Синхронность
поворота лопаток обеспечивается ретуширующим кольцом,
с которым все лопатки связаны шарнирно с помощью
рычагов и серёг. Регулирующее кольцо поворачивается
на заданный угол, масляными: сервомоторами 4. Их кон¬
струкция и расположение в турбине весьма разнообраз¬
ны. Практически применяют прямоосные сервомоторы,
расположенные в шахте турбины (два одинарных меха¬
низма), на крышке турбины или опоре подпятника (два
механизма: сдвоенной конструкции) или на крышке тур¬
бины (четыре одинарных механизма). Из направляющего
аппарата вода поступает в рабочее колесо 9, на котором;
гидравлическая энергия потока преобразуется в механи¬
ческую. Рабочее колесо подвержено значительным стати¬
ческим и динамическим нагрузкам, а также действию
кавитационной, а в ряде случаев и гидроабразивной
эрозии, что определяет применение в качестве материала
рабочих колес нержавеющей стали. Для уменьшения
протечек на крышке турбины й нижнем: кольце направля¬
ющего аппарата,; в местах приближения к рабочему ко¬
лесу устанавливают кольца 7 лабиринтных уплотнений,
образующие со ступицей и ободом колеса минимальные
зазоры. Рабочее: колесо с фланцем вала Л турбины, а
также вал турбины с ротором генератора соединяются с
помощью припасованных болтов /. Конструкция направ¬
ляющего подшипника 6 вала турбины зависит от типа
смазки. За рубежом и на отечественных ГЭС применяют,
баббитовые подшипники с использованием; турбийного
масла.

1.3.1. МАСЛОСНАБЖЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ТУРБИНЫ
Подача масла к трущимся частям, генератора в подшип¬
ники и подпятники - важнейшая технологическая опера¬
ция, так как отсутствие масла между трущимися поверх¬
ностями вызывает перегрев и выплавление баббита из
вкладышей и. подпятника, что приводит к аварии и дли¬
тельной остановке агрегата.
Основными способами циркуляция масла в системе
смазки гидрогенератора являются:
- обособленная масляная система, е собственным мас¬
ляным насосом без наличия масляного фильтра;
- масляная система, общая с турбиной;
- обособленная масляная система с собственным мас¬
ляным насосом и фильтром;
- самоциркуляция масла, создаваемая вращающимися
частями подпятника. Охлаждение масла производится
проточной водой, проходящей, через Змеевик, расположен¬
ный в ванне пяты.
В агрегатах малой мощности применяется обособленная
масляная система с собственным маслонасосом и без мас¬
ляного фильтра, представленная на рис. 1.13.
При этой схеме заполнение маслом масляной системы
генератора производится от главной: масляной магистрали
станции, через: кран /. Масло подается в ванну подпятни¬
ка 6, откуда через перелив 3 попадает в ванну нижнего
генераторного подшипника. В последней также имеется
перелив 4 для спуска избытка масла; в сливную магистраль
станции. Так как зубчатый масляный насос 2: приводится
во вращение от вала генератора, то после установления
нормального числа оборотов генератора кран / закрывает¬
ся и масляная система, смазки работает самостоятельно.
При работе генератора насос 2 подает масло в бак подпят¬
ника и в оба направляющих подшипника., Далее масло са¬
мотеком черей перелив слипается в ванну нижнего направ¬
ляющего подшипника, где установлен насос. Трубы 5
служат для слива масла при его замене или демонтаже;
генератора. Для проверки течения масла по маслопрово¬
дам служат маслоуказатели и струйные реле. Скорость
циркуляции масла также проверяется и регулируется.
Температура масла проверяется обычными термометрами;,
45

Верхний
ПОДШИПНИК |
Маслоуказатель 3 j
Раздача
масла
Подвод воды
к маслоохладителю
к
Перелив
масла
Слив
масла
Нижний |
подшипник
>. Отвод воды из
маслоохладителя
От магистрали
фильтрованного
масла
Рис. 1.13. Схема обособленной масляной системы (без фильтра)
смазки подпятника и подшипников генератора
электротермометрами и температурными реле. В более
мощных агрегатах применяют объединенную систему
смазки для генератора и турбины, при этом подпятник
большей частью оснащен отдельным насосом (рис. 1.14).
Обособленная система смазки генератора с фильтрами
применяется для агрегатов средней и большой мощности
(рис. 1.15). Бак фильтра разделен сеткой на две части для
грязного и чистого масла. Эта сетка для очистки может
выниматься во время работы агрегата. При этой операции
автоматически действующий клапан закрывает доступ за¬
грязненного масла в систему смазки. Фильтр устроен так,
что при чрезмерном загрязнении сетки излишек масла из
отделения грязного масла переливается в отделение чисто¬
го масла. При этом фильтрация масла через фильтр, хотя
и уменьшается, однако подача масла в подпятник и под¬
шипники не прекращается.
В крупных агрегатах при большом расходе масла для
смазки приходится масляный насос генератора устанавли¬
вать вне пределов последнего, снабжая его специальным
электродвигателем. Для повышения надежности действия
46

1
Рис. 1.14. Схемы маслопроводов для смазки подпятника и подшипни¬
ков генератора:
/ - подпятник турбины; 2 - верхний направляющий подшипник генера¬
тора; 3 - вал генератора; 4 - нижний направляющий подшипник гене¬
ратора; 3 - вал турбины; 6 - насос малый; 7 - верхний масляный ре¬
зервуар направляющего подшипника; 8 - насос (большой); 9 - охла¬
ждающая цистерна; 10 - контроллер; 11 - верхний резервуар; 12 -
насос, расположенный в верхнем резервуаре подшипника турбины; 13 -
нижний резервуар (неподвижный); 14 - нижний направляющий под¬
шипник; 15 - резервуар; 16 - нижний резервуар (вращающийся); 17 -
Верхний направляющий подшипник
смазки дополнительно устанавливается резервный насос с
приводом от двигателя постоянного тока, который автома¬
тически включается в работу при аварии с основным насо¬
сом.
Перед пуском вся масляная система генератора должна
быть заполнена маслом. Для окончательного удаления из
масла всех примесей в виде механических частиц необхо¬
димо при помощи постороннего насоса дать маслу воз¬
можность циркулировать через весь трубопровод, вкла-
47

Рис. 1.15. Схема обособленной масляной системы (с фильтром) смаз¬
ки подпятника и подшипников генератора:
I - питание подпятника; 2 - корпус подпятника; 3 - перелив масла; 4 -
масло указатель.;, 5 - верхний направляющий подшипник; в - наблюда¬
тельное окошечко; 7 - нижний направляющий подшипник; 8 - масля¬
ный насос; 9 - нижний масляный бак; 10 - бак фильтра; 11 - вентиль;
12 - верхний масляный бак; 13 - игольчатый вентиль и наблюдательное
окошечко
дыши и фильтр или через марлю на впускной трубе в те¬
чение нескольких суток, в зависимости от осадков на
фильтре или марле.
Общий объем масла, используемого в системах регули¬
рования гидротурбин, для смазки подпятников и направ¬
ляющих подшипников, может достигать нескольких тысяч
тонн, что составляет 25-35 % от количества масла в систе¬
ме регулирования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 1
1. Быстрицкий Г.Ф. Общая энергетика. - 3-е изд. - М.: КНОРУС,
2013. - 296 q.
48

2. Казанский В.Н. Системы смазывания паровых турбин. - 2-е изд.,
перерабь и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 152 с.
3.. .Турбины тепловых и атомных электрических ciamutii. А.Г. Км
стюк, В.В. Фролов, А-.:Е. Булкин, А,Д; Тр^хний. - 2-е изд. ‘Под редак¬
цией Л.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: .Издательство ЛИ>11. 2001.. -
488 с. ‘
4. Трухний А.Д., Ломакин Б.В, Теплофикационные паровые турби¬
ны и ТурбоуСтановки. - М.: Издательство МЭИ, 2002.
5. Языков А.Е., Вайнштейн А.Г. Подшипники и элементы систем
масдоснабжения паровых турбин. Часть 2. - М.: НТФ: «ЭнергопресоН.
20И. 112 с . '
6. Фрагин М.С. Регулирование и маслоСнабжение паровых турбин:
настоящая и ближайшая перспектива. - СПб,: Энерготех, 2005. - 248 с.
7. ЗыаШЛ.В. Парогазовые и газотурбинные тепловые электростан¬
ции: Учебное пособие. - СЦб.: Издательств (Политехнического универ¬
ситета, 2010. - 368 с.
8. Поршаков Б.П., Апостолов .1..1.. Никишин В,И, ГазоДурбинные
установки. - М: ГУП «Издательство «Нефть и газ-.' РГУ нефти и таза
имени I I.M. Губкина, 2003. - 240 с.
9. Новая разработка ЗАО «РЭП Холдинг* - модернизированная
установка П .!2I’I I Ц 1ало.га >Р.Д. Леонтьев? ТЕЮ. Пригаси. IS. IS. Сии
рин, A.B. Яков лев. ^Турбины и дизели. - 2010. — И 6. - С,- ЙП-Й..
10. ЖакимуДАин ВЕР-с Займу лиЩ Р.Р. Области применения назем¬
ных газотурбинных двигателей /'^Теория и практика современной
науки. - 2017. - № 4.
11. Яновский Л. С,, Дубовкин Н.Ф. и Эр. Горюче-смазочные мате¬
риалы для авиационных двигателей:. - Казань, 2002. - 399 с.
12. Брызгалов В. //.. Гордон Л. А. Гидроэлектростанции: Учебное,
пособие. - Красноярск: ЙПЦ КП У. 2002. - ШИ с.

Глава 2
ОЦЕНКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ
И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ
ТУРБИННЫХ МАСЕЛ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ
И ПРИМЕНЕНИИ
2.1. ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
Требования к турбинным маслам определяются кон¬
струкцией турбин и специфическими условиями эксплуа¬
таций. Для турбинных масел определяют следующие ос¬
новные физико-химические свойства (показатели): кине¬
матическую вязкость, индекс вязкости, температуры
вспышки и застывания, кислотное число, термоокисли¬
тельную стабильность, деэмульсацию, вспениваемость,
воздухоотделяющую способность, антикоррозионные свой¬
ства,. смазывающую способность. Кроме того, нормируется
содержание серы, дополнительно оценивается класс про¬
мышленной чистоты товарного масла и содержание в нем
влаги.
Физико-химические и эксплуатационные свойства тур¬
бинных масел зависят от состава базовых масел и функ¬
циональных присадок, вводимых в масло для улучшения
определенных свойств.
Вязкость и индекс вязкости - важнейшие нормируемые
показатели, применяемые при выборе турбинного масла и
оценивающие степень изменения его вязкости в зависимое*
ти от температуры в процессе эксплуатации.
Температура вспышки - температура., при которой об¬
разуется: смесь паров масла с воздухом, воспламеняющая¬
ся от открытого пламени, Характеризует пожаробезопас¬
ные свойства (огнеопасность) масла.
50

Низкотемпературные свойства должны обеспечивать
проведений технологических операций (транспортирова¬
ние, слив, ладив, хранение в зимних условиях) с турбин¬
ным маслом.
Кислотное число определяет исходную й текущую в
условиях хранения и применения концентрации продуктов
окисления. Введение в состав турбинных масел ряда инги¬
биторов коррозии повышает кислотное число базового
масла. Относительное изменение кислотного числа - один
из важнейших показателей турбинного масла при его
применении.
Термоокислительная стабильность - это стойкость
масла к окислению кислородом воздуха при температуре с
образованней: растворимых (спиртов, альдегидов, кислот)
и нерастворимых (смол,, асфальтенов, осадков) продук¬
тов окислительных превращений. Продукты окисления
ухудшают фильтруемость турбинных масел, вызывают
коррозию металлов, способствуют образованию пены
и эмульсий. Повышение термохимической стабильности
достигается гидрогенйзационной очисткой базовых1, масел
с добавлением антиокислительных присадок. Термичес¬
кая стабильность зависит от. глубины очистки базовых
масел от нестабильных, примесей (соединений с олефи-
цовыми связями,, кислородных и сернистых соедине¬
ний).
Антикоррозионные свойства - способность турбийного
масла создавать адсорбционную защитную пленку на ме¬
таллических поверхностях. Происходит защита от электро¬
химической коррозии черных металлов в присутствии
воды и от химической коррозии цветных металлов орга¬
ническими кислотами. Для защиты металлов от коррозии
в масла вводят ингибиторы коррозий.,
Антипенные и деаэрационные свойства характеризуют,
соответственно, отсутствие склонности турбинного масла к
вспениванию и: способность масла выделять растворенный
воздух или другие газы без образования пены. Раство¬
римость воздуха в масле достигает 7-9 % об. Пена в
маслах увеличивает потери масла, ухудшает смазывающие
и охлаждающие свойства, увеличивает окисляемость масла
и его сжимаемость под давлением. Предотвращение пено¬
образования в маслах достигается введением' в них проти¬
51

вопенных присадок, снижающих поверхностное натяжение
йа. грайице раздела «масло - воздух».
Деэмульгирующие свойства - способность масла не
образовывать стойкие эмульсии с водой. Образовавшиеся
водомасляные эмульсии ухудшают смазывающие, антикор-
розиопиые, низкотемпературные и вязкостно-температур¬
ные свойства турбинных масел, Для улучшения деэмуль¬
гирующих свойств в турбинные маСла. вводят присадки -
деэмульгаторы.
Смазывающая способность оценивается антифрикцион¬
ными, противозадирными свойствами и показателем изно¬
са, Надежную работу узла трения в гидродинамическом;
режиме может обеспечивать турбинное масло Соответст¬
вующей вязкости без айтифрикционных присадок. Если
узел трения работает в граничном режиме смазки (при
высоких скоростях вращения и больших нагрузках, час¬
тых пусках и остановках механизма), требования к смазы¬
вающей способности масла значительно выше. Поэтому
для снижения износа и предотвращения заедания необхо¬
димо применять масло с противоизносными и противо¬
задирными присадками.
Содержание серы зависит от состава сырья, технологии
получения масла й глубины очистки сырья. В товарных
турбинных маслах на нефтяной основе органические
соединения серы нейтральны. При глубоком окислении и
деструкции сульфидов возможно образование в турбийных
маслах коррозионно-активных продуктов. Содержание
серы в турбинных маслах нормируется.
Чистота включает показатели по содержанию в масле
механических примесей и водорастворимых кислот и
щелочей. По величинам эш.\ показателей осуществляется
контроль качества при производстве масла, оценка
пригодности, масла к использованию в условиях хранения
и применения в промышленном оборудовании.
Содержание влаги в турбинном: масле зависит от усло¬
вий его хранения, транспортирования, а также области его
применения и конструкционных особенностей оборудо¬
вания.

2.2. СТАНДАРТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
СВОЙСТВ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
Для турбинных масел используют как традиционные
(стандартные) методы определения физико-химических и
эксплуатационных свойств, так и специальные, которые
имитируют рабочие условия реального оборудования, поз¬
воляющие разрабатывать рецептуры турбинных масел с
наиболее эффективной базовой основой и пакетом при¬
садок.
2.2.1. ВЯЗКОСТЬ
Значение кинематической вязкости турбинных масел
определяют по ГОСТ 33 или ASTM D445 путем измерения

времени истечения через капиллярный: вискозиметр неко¬
торого объема, жидкости за счет действия силы тяжести
(рис, 2.1). Температуры измерения кинематической вязко¬
сти - 40 и 100 °С, а в некоторых определениях - 50 С.
Игщекс вязкости рассчитывают в соответствии с ГОСТ
25371-97 (ISO 2909-81) по значениям кинематической
вязкое ш. определенных при температурах 40 и 100 °С.
2.2.2. ТЕМПЕРАТУРА ВСПЫШКИ
Физическая стабильность масла оценивается температу¬
рой вспышки его паров (ГОСТ 4333-87 или ISO 2592,
ASTM D92). Масло нагревают с установленной скоростью
до тех пор, пока не произойдет вспышка паров масла над
его поверхностью от зажигательного устройства,. Чем ниже
эта температура, тем больше в масле нйзкокипящих угле¬
водородов и тем больше оно склонно к испарению.
Потери от испарения масла в динамических условиях
(ГОСТ 10306-75) измеряют путем пропускания воздуха
через испытуемое масло и определения относительных по¬
терь массы масла в процентах. Существует метод оценки
испаряемости (ГОСТ 20354-74), сущность которого за¬
ключается в определении потери массы масла в чашечках,
выдержанных при заданной температуре;.
2.2.3. НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ СВОЙСТВА
Температуру застывания турбинного масла измеряют по
ГОСТ 20287, метод Б или .AS ГМ D5949. ‘
2.2.4. ПЛОТНОСТЬ
Определение плотности осуществляют по ГОСТ Р 51069
или ASTM D1298 иди ASTM D4052 при темпера туре
15 С. При использовании ареометра, который калиброван
при Температуре, отличающейся от 15 °С, корректируют
результат по ареометру, калиброванному при 15 °С.
54

2.2.5. ЦВЕТ
Цвет турбинного масла используется для дополнитель¬
ной оценки его качества в процессе изготовления. Цвет
турбинных масел определяется на приборе ЦНТ, пред¬
ставленном на рис. 2.2, с использованием эталонов срав¬
нения.
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0
Рис. 2.2. Прибор и шкала для определения цвета масел
Для турбинных масел цвет по шкале ЦНТ задается в
определенных пределах и отклонение от этого значения
свидетельствует об изменении его состава и загрязнении
другими продуктами.
Применяемые стандарты: ГОСТ 20284 или ASTM D1500.
2.2.6. КИСЛОТНОЕ ЧИСЛО
Причины быстрого изменения КЧ турбинных масел: ин¬
тенсивное окисление базовой основы, срабатываемость ан¬
тиокислительных присадок, несовместимость турбинных
55

Рис. 2.3. Автоматический титратор
масел при доливе. Кислотное число турбинных масел оп¬
ределяют методом титрования (калориметрическим - по
изменению цвета или потенциометрическим - по измене¬
нию потенциала) И оценивают количеством миллиграмм
гидроксида калия (КОН), затраченным на нейтрализацию
Кислых продуктов, содержащихся в 1 г масла. Для
анализа темных масел используют потенциометрическое
титрование на автоматическом титраторе (рис. 2.3).
Применяемые стандарты: ГОСТ 32327-2013, ASTM
D664, ASTM D974, ASTM D3339.
2.2.7. СЕРА
Для определения серы в турбинных маслах могут исполь¬
зоваться различные стандарты, в частности: ГОСТ Р 51947
или ГОСТ 1437, ASTM 1)1291 ASTM D6481.
ГОСТ Р 51947 и ASTM D429 для определения серы ме¬
тодом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спек¬
56

трометрии (рис. 2.4) используется для оценки массовой
до. in серы от 0,0150 до 5,00 % в смазочных маслах И в
других нефтепродуктах. Метод обеспечивает быстрое и
точное измерение общей серы в нефти и нефтепродуктах с
минимальной подготовкой образца. Время анализа образца
обычно 2-4 мни. Сущность метода состоит в том, что ис¬
пытуемый образец помещают в пучок лучей, испускаемых
источником рентгеновского излучения. Измеряют характе¬
ристики анергии возбуждения от рентгеновского излуче¬
ния и сравнивают полученный сигнал счетчика импульсов
с сигналами счетчика, полученными при испытании зара¬
нее подготовленных калибровочных образцов.
ГОСТ 1437 устанавливает ускоренный метод определе¬
ния массовой доли серы не менее 0,1 % в темных нефте¬
продуктах, включая масла и остаточные нефтепродукты, а
также нефти, кокс и серосодержащие присадки. Метод
заключается в сжигании нефтепродукта в струе воздуха,
улавливании образующихся сернистого и серного ангидри¬
дов раствором перекиси водорода с серной кислотой и
титровании раствором гидроокиси натрия.
Рис. 2.4. Прибор для определения серы методом энергодисперсион¬
ной рентгенофлуоресцентиой спектрометрии
57

2.2.8. КЛАСС ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧИСТОТЫ
От уровня чистоты турбинного масла в значительной
степени зависит надежность работы систем регулирования,
смазки и уплотнений турбоагрегатов. Контроль за с rent-
нью чистоты турбинного масла производят при поставке,
хранении, в период эксплуатации, а также при проведении
ремонтных и пусконаладочных работ. Чистота масла ре¬
гламентируется классами промышленной чистоты по
ГОСТ 17216, ISO 4406 и XAS 1638. Чистота масла обеспе¬
чивается процессом фильтрования как при производстве,
так и при эксплуатации. При производстве используются
чаще всего стационарные фильтры картриджного типа.
При эксплуатации применяют штатные фильтры турбин¬
ных агрегатов. Каждый производитель турбин регламен¬
тирует класс чистоты масла. В зависимости от страны
производителя класс: чистоты указывается различным
стандартом. Например, производители газовых турбин -
компания General Electric - класс чистоты указывает
по MAS 1638. В основе определения классов чистоты
по MAS 16381 лежит принцип измерения количества
частиц в заданном объеме .масла при разных условиях.
На этом измерении основаны многие стандарты, в том
числе и ГОСТ 17216. Обычный класс чистоты для тур¬
бинных агрегатов колеблется в диапазоне 9-11 класс по
ГОСТ 17216.
На российских энергетических предприятиях оценку
чцстоты турбинного масла проводят по ГОСТ 17216 и
РД 34.43.102-96. Для анализа используют автоматический
прибор контроля чистоты жидкости ПКЖ-904А (рис. 2.5).
Устанавливают 19 классов чистоты по количеству частиц
загрязнений в 100 ем'’ жидкости в шести размерных диа¬
пазонах от 5 до 100 мкм и более.
Согласно ISO 4406 определяют число частиц в трех
диапазонах1, размеров (больше 4,6 и 14 мкм), приходящее¬
ся на 1 мл пробы, и по таблице; приведенной в ISO 4406,
маслу присваивается класс промышленной чистоты.
Для определения класса, чистоты жидкости по
ГОСТ 17216 показания прибора в соответствующих раз¬
мерных диапазонах должны быть отнесены к 100 ог’ кон¬
тролируемой жидкости. Измерения проводят для трех
58

Рис. 2.5. Автоматический прибор контроля чистоты жидкости
ПКЖ-904А
нормированных объемов масла ш пробы, а результат
усредняют.
Численную концентрацию частиц К по всем размерным
диапазонам в пересчете на 100 см3 контролируемого масла
определяют по формуле
К —-100,
V
где К - численная концентрация частиц в пересчете на
100 см3; N - количество частиц в пробе по показаниям
прибора; V - объем анализируемой пробы масла, см3.
По результатам измерений гранулометрического состава
загрязнений в пробе масла определяют класс чистоты по
фракции 10-25 мкм как наиболее опасной с точки зрения
износа пар трения.
Определение числа частиц можно производить с помо¬
щью оптического микроскопа (ISO 4407). Фиксированный
объем масла фильтруют через мембрану и под микроско¬
пом подсчитывают число частиц на ее поверхности. Ана¬
лизатор для определения размеров частиц загрязнения в
маслах и оценки класса чистоты рабочих к измерительный
микроскоп приведены на рис. 2.6.
59

Рис. 2.6. Экспресс-анализатор GHF-0014 и микроскоп Минор
Основным устройством анализатора GHF-0014 является
фильтродержатель с сеткой, уплотнением и резиновой
пробкой, фиксатор пружинный, вакуум-колба, электриче¬
ский вакуум-насос. При фильтровании применяют мем¬
бранный фильтр 1,2 pm White RAWP диаметром 47 мм,
производства Pall Corporation или Millipore Corporation.
После выполнения операций по фильтрованию пробы
мембрана помещается на координатный столик измери¬
тельного микроскопа с видеокамерой. Расчет классов чи¬
стоты осуществляется по программе на любом персональ¬
ном компьютере.
Для оценки чистоты масла также используют оптиче¬
ские и сетчатые счетчики. В оптических счетчиках через
измерительную ячейку с исследуемым маслом пропускают
луч лазера. Фотометр измеряет интенсивность и частоту
проходящего света. На основании данных калибровки сиг¬
налы фотометра преобразуются в данные о размерах ча¬
стиц по ISO 4406.
В сеточных счетчиках пробу масла пропускают через
калиброванные сетки. Датчики регистрируют рост давле¬
ния или падение расхода вследствие закупорки ячеек сет¬
ки. Кривая роста давления и ослабления потока математи¬
чески преобразуется в количество частиц или класс чисто¬
ты по ISO 4406.
60

Таблица 2.1
Примерное соотношение между классами и кодами чистоты
Соотношение классов и кодов чистоты
ГОСТ 17216
ISO 4406
NAS 1638
SAE 749D
00
шмл
-
-
0
7 5 -з
-
-
1
Syi/4
-
-
2
ш
00
-
1
-Л/6
0
-
1
7
i
-
щ
i0,Aijii8
2
-
6
I
0
7
1б5Г1§#Т0
4
1
8
16 11;'i 1
I
2
Ё
1%15/12
6
I
10
7
if
1.1
19/17 1 t
8
I
12
ШП8/Я
9
6
ш
21 19/16
10
-
14
:2:l/20/17
11
-
15
29. 21/18
12
-
16
21/22 1.,
-
-
17
2ШЗ/17
-
Между .методами: оценки: существует корреляция, кото¬
рая позволяет проводить оценку при выборе степени очист¬
ки масел для промышленного оборудования (табл, 2.1).
2.2.9. ФИЛЬТРУЕМ ОСТЬ
Фильтруемость является важнейшей характеристикой
турбинного масла при эксплуатации., Фильтруемость оце¬
нивается временем фильтрования определенного колич©
61

едва масла в специальных,условиях пли безразмерным ко¬
эффициентом, таким как фильтруемость в % для первого
и второго этапов (При Ап).
За рубежом для; оценки фильтруемости индустриаль¬
ных и гидравлических масел используют в основном три
метода: Денисона (США), AFNOR (Европа, Французская
ассоциация Стандартизации) и стандарт ISO 13357-1:2002.
Фильтруемость масел в России оценивают по ГОСТ ISO
13357-1—2013 «Нефтепродукты. Определение фильтруемо-
сти смазочных масел, Часть 1. Метод для масел в присут¬
ствии воды».
Метод Денисона устанавливает нормы фильтруемости
в секундах. Аппарат: Денисона представляет собой колбу,
в которой создается вакуум 0,86 кг^см-. Черед мембран¬
ный фильтр с порами 1,2 мкм пропускается определен¬
ное количество масла и фиксируется время прохождения
масла.
Основными недостатками метода Денисона является
влияние на фильтруемость температуры испытываемого
масла.
Метод AFNOR (стандарт NF Е 48-690) этих недостат¬
ков не имеет. При использовании метода AFNOR вместо
вакуума после фильтра устанавливается нормированное
давление. Используется фильтр с порами 0,8 мкм. При
использовании фильтров с микропорами свыше 0,8 мкм
или при использовании российской фильтровальной бума¬
ги результаты оценки фильтруемости искажаются и не со¬
ответствуют принятым нормам.
Коэффициент фильтруемости масел определяют по
формуле
_ ?зоо Про
/е 2(Г100-7'50)’
где Г300,: Т200, /’iqq. /Д, - время прохождения через фильтр
300, 200, 100, 50 см^масла.
Для масла без воды стандарт AFNOR устанавливает
норму коэффициента фильтруемости не выше 1,5.
Фильтруемость масла без воды по ISO 13357-1, а с во¬
дой по ISO 13357-2 определяется как процентное соотно¬
шение между объемами; (этап № 1) или скоростями потока
(этап № 2) за установленные интервалы времени в проце¬
62

дуре испытания. Этот стандарт в России унифицирован,
ГОСТ ISO 13357-1-2013 «Нефтепродукты. Определение
фильтруемости смазочных масел. Часть 1. Метод для
масел в присутствии воды», а также освоен выпуск ла¬
бораторного оборудования для проведения испытаний
под названием «Стенд для фильтрования СЛК-018»
(рис. 2.7).
Для испытаний используют 330 см3 масла и воду с
классом чистоты 3 по ISO 3696. Масло помещают в сосуд
высокого давления, в котором закреплена мембрана с по¬
ристостью 0,8 мкм. Подается сжатый обезвоженный воз¬
дух с давлением от 50 до 200 кПа (2 кг/см2) в зависимо¬
сти от вязкости масла. Масло с кинематической вязкостью
при 40 °С менее 32 мм2/е испытывают при давлении воз¬
духа, равном 50 кПа, а при вязкости масла 68-100 мм2/е
давление увеличивают до 200 кПа.
Таймер фиксирует время фильтрования масла объемами
10, 50, 200 и 300 см3, затем по формулам производят рас¬
чет фильтруемое™ по каждому этапу /у и Fu\
Рис. 2.7. Внешний вид и схема аппарата СЛК-018 для испытаний по
ISO 13357:
/ - источник сжатого воздуха; 2 - регулятор давления; 3 - манометр;
4 - клапан; 5 - сосуд высокого давления с. мембраной 0,8 мкм; 6 - ка¬
либрованный мерный цилиндр
63

фильтруемоеть I оraii;i
= IlZ-ii-lOO %;
фильтруемость II Этапа
Fn =
5tTgO -Гю) | QQ О/
ЩШ: ~Т200
Требовании по фильтруёмости нормируются дли масел:
современных газовых турбин. Например, спецификации
GEK 32568 G компании General Electric нормирует филь-
труемость по ISO 13357.
2.2.10. ВОДА
Если концентрации воды в турбинном масле превышает
500 mi' ’’ кг (0.05 %), то для ее определения используют
ГОСТ 2477. Методы инфракрасной спектроскопии с пре¬
образованием Фурье (ИКФС) позволяют обнаружить
присутствие воды в турбин пых маслах в концентрации
выше 1000 mi. . кг. Определение воды в масле титрованием
по методу Фишера, возможно при ее концентрации от 10
до 25 000 муАкг.
Титрование по методу Фишера существует в двух, ва¬
риантах:
- волюметрическое, в котором пробу масла титруют
Эталонным йодсодержащим реактивом Фишера до элек¬
трометрической точки эквивалентности. На точность опре¬
деления влияют противоизносные и противозадирные при¬
садки, детергенты и ингибиторы коррозии;
- кулонометрическое. Проводится на приборе (рис. 2.8),
в ячейке с маслом которого на аноде кулонометрически по
реакции Фишера выделяется йод. После оттитровывания
всей воды избыток йода обнаруживают электрометрич&-
ским детектором конечной точки и завершают титрование
(1 моль йода реагирует с 1 молем воды и, по закону Фа¬
радея, количество воды пропорционально общему количе¬
ству потребленного тока).
Применяемые стандарты: для волюметрического титро¬
вания - ASTM D1744, для кулонометрического титрова-
64

Рис. 2.8. Кулонометрический титратор
ния - ASTM D6304 и ГОСТ Р 54281-2010. В настоящее
время регламентировано определение воды по методу Фи¬
шера по ASTM D6304 и ГОСТ Р 54281-2010.
2.2.11. ИСПЫТАНИЯ НА ОКИСЛЕНИЕ
Существуют два способа окислительного превращения
турбинных масел при испытаниях: окисление в объеме и в
тонкой пленке. Окисление в объеме занимает много вре¬
мени и приводит к повышению кислотности и вязкости
масла, а в конечной стадии - к образованию нераствори¬
мых в масле соединений, которые могут проявляться в ви¬
де осадка. Окисление в тонкой пленке характеризуется
более быстрой реакцией и состоит в том, что небольшое
количество масла подвергается воздействию повышенных
температур и кислорода воздуха. В этих условиях углево¬
дороды окисляются значительно быстрее, и на металличе¬
ской поверхности могут быстро нарастать полярные про¬
дукты окисления масла, образующиеся на поверхности
раздела масла и металла, что приводит к появлению лако¬
образных отложений.
Условия основных испытаний, применяемых для оцен¬
ки антиокислительных свойств турбинных масел, приведе¬
ны в табл. 2.2.
65

Условия проведения испытаний на окисление турбинных масел
Метод
Обозначение
Режим
окисле¬
ния
Темпе-
рату-
ра. 5Й1
Газ
Расход
газа или
началь¬
ное
давле¬
ние
Катали¬
затор
Мас¬
са
или
объем
про¬
бы
Условия оконча¬
ния испытания
Измеряемый
параметр
TOST
ЩЩ гм:по
В объеме
95
02
3,0 л/ч
Fe, С и.
ЩО
300 мл
Общее кислотное
число 5|i 2,0 мг
КО! Г г. 1,000 ч
Общее кислот¬
ное число, оса¬
док, потеря мас¬
сы металла
RPVOT
D2272
Погло¬
щение
Й2
160
02
0,63
МПа
Си,
ШО
50 мл
Перепад дан.то
ния на 0,175 МПа
Индукционный
период окисле¬
ния
ISTII
ШШШ 981
ЙОгло-
щение
02
Г.О
02
3 ДМ а / Ч
Си-плас¬
тинка со
спира¬
лью
30 г
16 ч
Кислотное чис¬
ло, осадок, со¬
держание лету¬
чих низкомоле¬
кулярных кис¬
лот
Окисле¬
ние на
СТО Газпром
2-2.4-134-2007
В объеме
180
Нет
Нет
Сталь
чашечек
4,6 г
3 или 6 ч
Испаряемость,
относительный

приборе
Папок-P
Прирост ВЯЗКО¬
СТИ J структур¬
ный коэффици¬
ент, осадок, со¬
держание про¬
дуктов окисле¬
ния, фактор не¬
стабильности
Термо¬
окисли¬
тельная
стабиль¬
ность
ПН "Г 23797
В объеме
ЙО
Воз-
ДУ*
10 дм У ч
Сталь,
Л1. щ*
100 г
50 ч
Кислотное чис¬
ло, вязкость,
осадок, потеря
массы металла
Oi

2.2.11.1. ИСПЫТАНИЕ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ НА ОКИСЛИТЕЛЬНУЮ
СТАБИЛЬНОСТЬ (ASTM D943, D4310)
Данный метод испытаний используют для оценки
устойчивости к окислению ингибированных масел для па¬
ровых турбин в присутствии кислорода, воды. Металличе¬
ской меди и железа при температуре 95 °С, имитирующий
условия окисления масла в реальных паровых турбинах.
Разработаны два метода TOST: ASTM D943 и D4310. Ис¬
пытания по обоим методам проводятся в одинаковых
условиях, а отличие заключается в отслеживаемых пара¬
метрах окисления и продолжительности тестирования. По
стандарту ASTM D943 измеряют длительность окисления,
которая равна количеству часов, необходимых для дости¬
жения значения кислотного числа испытуемого масла не
менее 2 мг КОП г (рис. 2.9).
С помощью ASTM D4310 определяют коррозионность
масла и его склонность к образованию осадка после 1000 ч
окисления. Предложен также модифицированный метод
TOST, испытание по которому проводится при повышен¬
ной температуре (120 °С) в отсутствии влаги с использо¬
ванием аппарата RPVOT. Метод особенно эффективен для
оценки склонности к образованию осадка долговечных тур¬
бинных масел, получаемых на основе наиболее стабиль¬
ных базовых масел II и III групп по классификации API.
60 мл воды + 300 мл масла * Жидкость *- 360 мл масла
95 °С -* Температура ► 120 °С
Кислород (3 л/ч) «• Газ *- Кислород (3 л/ч)
Рис. 2.9. Испытание турбинных масел по ASTM D943 и D4310
68

2.2.11.2. ИСПЫТАНИЕ НА ОКИСЛЕНИЕ ВО ВРАЩАЮЩЕЙСЯ КАМЕРЕ ВЫ¬
СОКОГО ДАВЛЕНИЯ RPVOT (ASTM D2272)
Rotating Pressure Vessel Oxidation (RPVOT) - метод ис¬
пытания турбинных масел на окислительную стабильность
в присутствии воды (соотношение масла к воде 50 : 5 мл)
и медного катализатора в сосуде для окисления из нержа¬
веющей стали при начальном давлении 0,63 МПа. Сосуд
вращается со скоростью 100 об /мин под углом 30° к гори¬
зонту при постоянной температуре 150 °С (рис. 2.10).
Время, необходимое для падения давления до
0,175 МПа, является показателем окислительной стабиль¬
ности турбинного масла. Метод используется для оценки
качества свежих турбинных масел, а также для определе¬
ния остаточного срока службы турбинных масел, находя¬
щихся в эксплуатации. Характерная кривая зависимости
окислительной стабильности турбинного масла представле¬
на на рис. 2.11.
Рис. 2.10. Прибор для определения окислительной стабильности тур¬
бинных масел по ASTM D2272
69

О 40 80 120 160 200 240 280 320
Время, мин
Рис. 2.11. Диаграмма окислительной стабильности турбинного масла
при оценке по методу ASTM D2272:
I - давление: 2 - температура
Оценка окислительной стабильности масла по ASTM
D2272 включена во все западные спецификации по тур¬
бинным маслам.
2.2.11.3. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ ПРОТИВ
ОКИСЛЕНИЯ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ (ГОСТ 981)
Метод определения стабильности против окисления по
ГОСТ 981 является основным для турбинных масел, ис¬
пользуемых в отечественной энергетике. Окисление масла
кислородом при повышенной температуре в присутствии
катализатора проводится в специальном приборе, разрабо¬
танном в ОАО «ВТИ» (рис. 2.12). Первоначально окис¬
ление турбинных масел проводят при температуре 120 °С
в течение 14 ч. Современные турбинные масла испытыва¬
ют при температуре 150 °С, скорости подачи кислорода
3 дм'! / ч. времени 16 ч, катализаторе окисления - медная
спиральная пластина.
Аппарат АПСМ-1М для определения стабильности
турбинных масел против окисления по ГОСТ 981,
включающий прибор для окисления ВТИ, приведен на
рис. 2.13.
70

365 ±5
i4t
о
025 ±1
030 ±1
о
ш
07 ± 0,5
023 ± 0,5
m
7 вит ков
Диаметр
сужения (виутр.)
в месте впайки
трубки в сосуд
для окисления
равен 2 ± 0,2
043 ±2
05 ± 0,5
Рис. 2.12. Общий вид прибора ВТИ
Рис. 2.13. Аппарат АПСМ-1М для определения стабильности турбин¬
ных масел против окисления

нагревательной: пластины прибора, равной (180+3) °С, и
каталитическом; действии стали,, ЙЗ которой изготовлены
чашечки, в течение 3 и. б ч.
Оценка качества масел производится по структурному
коэффициенту и фактору нестабильности.
Структурный коэффициент (I - безразмерная величина,
косвенно характеризующая структурно-групповой и фрак¬
ционный составы базового масла, и равная отношению от¬
носительного прироста вязкости масла к его испаряемости
при окислении масла в течение промежутка времени т
где \\ - структурный коэффициент, отн. ед.;
AV50 = ———И 00 % - относительный прирост кинематиче-
v, ‘
ской вязкости за. время окислештя т, §§| v,, v2: - вязкость
масла при 50 °С, соответственно, до окисления и после,
О / v $tf — Шу л г\Г\ о/
mmz/c; X 8= — -100 /о - испаряемость масла за время
окисления т, %; Щ, т2 - масса масла до окисления и
после.
Фактор нестабильности эксплуатационных свойств сма¬
зочных масел Fn оценивает степень снижения эксплуата¬
ционных свойств турбинных масел и равен произведению
структурного коэффициента рт на содержание продуктов
окисления С образовавшихся в масле,
F?l = ()- ■ С >,;•
где рт - структурный коэффициент:, отн. ед.; (L& ,2 - содер¬
жание продуктов окисления в масле, отн. ед.
Продукты окисления определяют методом ИК-епектро-
скопии (ASTM D7214) по значению интегральной: площа¬
ди поглощения на дифференциальном спектре в области
частот 1645+1825 см-1.
СТО Газпром 2-1.16-1005 2015 позволяет определить
условный эксплуатационный ресурс турбинного масла. Под
термином ^условный эксплуатационный ресурс» (УЭР)
подразумевается время испытания турбинного масла в ус¬
73

ловиях, моделирующих его эксплуатации в ГПА на прибо¬
ре Папок-РМ, при которых начинают протекать вторич¬
ные деструкционные процессы. Условный эксплуатацион¬
ный ресурс определяют по резкому изменению содержания
осадка, нерастворимого в изоокгане и фактору нестабиль¬
ности Fn турбинного масла. По полученным значениям
строят графическую зависимость изменения эксплуата¬
ционных параметров от времени испытания. Затем на по¬
лученной кривой проводят две касательные. Одну каса¬
тельную проводят на пологом начальном участке кривой,
вторую - на участке, где происходит значительный рост
показателя Fn. Координата точки пересечения двух каса¬
тельных на оси абсцисс является условным эксплуатаци¬
онным ресурсом.
2.2.11.5. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕРМООКИСЛИТЕЛЬНОЙ
СТАБИЛЬНОСТИ МАСЕЛ ДЛЯ АВИАЦИОННЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ
ДВИГАТЕЛЕЙ (ГОСТ 23797-79)
Метод заключается в непрерывном пропускании че¬
рез масло объемом (100+1) см3 воздуха со скоростью
(10+0,5) дм3/ч в течение 50 ч в присутствии катализато¬
ров (пластины из стали, меди и алюминия) при темпера¬
туре 150 °С. Термоокислительную стабильность масла
оценивают по показателям: кислотное число, количество
образовавшегося осадка, нерастворимого в изооктане, вяз¬
кости и степени коррозии металлических пластин. Схема
прибора для испытания на термоокислительную стабиль¬
ность масел для газотурбинных двигателей приведена на
рис. 2.15.
Рис. 2.15. Прибор для определения термоокислительной стабильности:
/ - термостат; 2 - стакан алюминиевый; 3 - реактор; 4 - трубка подачи
воздуха; 5 - пластинки металлические; 6 - приемник конденсата; 7 -
конденсатор; 8 - реометр; 9 - колонка с ватой; 10-14 - колонки с ад¬
сорбентами; /5 - термопара; 16 - термометр
74

2.2.12. КОРРОЗИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Турбинные масла должны защищать оборудование от
коррозии. Для определения антикоррозионных свойств
турбинных масел проводятся испытания на потускнение
медной пластинки и ржавление стали в присутствии прес¬
ной и соленой воды.
2.2.12.1. КОРРОЗИОННАЯ АГРЕССИВНОСТЬ
Метод используется для оценки склонности масел вы¬
зывать коррозию медьсодержащих сплавов. В течение 3 ч
после воздействия нагретого до температуры 120 °С масла,
медная пластинка сравнивается с эталонами. При этом
оценивается степень коррозии по внешнему виду образцов
по эталонам сравнения (рис. 2.16).
Рис. 2.16. Испытание турбинных масел на коррозионную агрессив¬
ность
При изменении цвета медной пластинки от слабого (1Ь)
до умеренного (2а) уровня считается, что масло прошло
испытание, а при сильном потускнении (Зс) и коррозии
(Ad) масло не проходит испытание.
2.2.12.2. АНТИКОРРОЗИОННЫЕ СВОЙСТВА
Коррозионное воздействие смазочных масел на металлы
определяют (ГОСТ 2917-76, ГОСТ 20502-75, ASTM
D130-12, D943, D4636, D665) путем выдерживания метал-
75

Рис. 2.17. Результа¬
ты испытаний анти¬
коррозионных
свойств турбинных
масел:
а - турбинное масло
испытание выдержа¬
ло; б, в - турбинное
масло испытание не
выдержало
лической пластинки в испытуемом продукте - масле - при
повышенной температуре, при этом фиксируют изменение
внешнего вида пластинки. После проведения испытания
осматривают поверхность пластин. Способность смазочно¬
го масла «защищать» металл от электрохимической, в том
числе атмосферной, коррозии в присутствии электролита
характеризует его защитные свойства. Коррозию в этом
случае вызывают влага, кислород и другие активные газы,
находящиеся в атмосфере.
Метод ASTM D665 предназначен для оценки способно¬
сти легированных масел предотвращать коррозию в при¬
сутствии воды. Образец из полированной стали погружа¬
ется ца 4 ч в перемешиваемую смесь анализируемого масла
и дистиллированной воды в количестве 10 % при постоян¬
ной температуре 60 °С. После 4 ч испытания оценивается
интенсивность коррозии стального образца. Перед началом
испытания на образце должны полностью отсутствовать
следы ржавчины, видимые невооруженным глазом при
нормальном освещении. Примеры оценки антикоррозион¬
ных свойств турбинных масел приведены на рис. 2.17.
2.2.13. ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ
Оценка стойкости масел к пенообразованию произ¬
водится стандартными методами. Наибольшее распростра¬
нение в России получил стандарт ASTM D 892-13. Stand¬
ard Test Method for Foaming Characteristics of Lubricating
Oils by ASTM International (Стандартный метод определе-
76

ния характеристик вспенивания смазочных масел). На ос¬
новании этого метода принят стандарт IP 146. Standard
Method of Test for Foaming Characteristics of Lubricating
Oils (Стандартный метод определения характеристик
вспенивания смазочных масел), а также два российских
стандарта ГОСТ 32344-2013 «Определение вспениваемо-
сти смазочных масел» (Lubricating Oils. Determination of
Foaming Characteristics) и ГОСТ 33363-2015 «Определе¬
ние характеристик пенообразования при высоких темпера¬
турах» (Lubricating Oils. Determination for High Tempera¬
ture Foaming Characteristics). Стандарт ГОСТ 33363-2015
идентичен стандарту ASTM D6082-12. Standard Test
Method for High Temperature Foaming Characteristics of
Lubricating Oils (Стандартный метод определения харак¬
теристик вспенивания смазочных масел при высокой тем¬
пературе) .
В основе всех перечисленных стандартов лежит стан¬
дарт ASTM D892. Все новые стандарты используют анало¬
гичное оборудование и все процедуры подготовки к испы¬
таниям. Единственное отличие стандарта ГОСТ 33363¬
2015 от стандарта ASTM D892 в том, что испытания про¬
б в
Рис. 2.18. Прибор для определения склонности к ценообразованию
турбинных масел (а), турбинные масла с высокой (б) и низкой
склонностями к ценообразованию (в)
77

ходят в более широком диапазоне температур. Сущность
метода. {Заключается в продувании пробы масла, заданным
количеством воздуха (постоянная скорость 94+5 см^/мин)
при температуре тремя этапами. Первый этап (I) при 24 °С,
второй (II) при 93,5 °С и третий (III) при 24 °С после
93,5 °С. Продувка осуществляется через диффузор в форме
шарика диаметром 21.1 мм (1 дюйм), изготовленного :из
расплавленного Зерна глинозема или цилиндрического из
спеченной нержавеющей стали с порами 5 мк (рис. 2.18).
Количество образующейся пены измеряется в конце каж¬
дого периода прокачки воздуха (обычно через 10 мин), ж
также через различные интервалы времени после прекра¬
щения прокачки.. При повышенной: температуре измеряет¬
ся также время до полного осаждения пены.
2.2.14. ДЕЭМШШГЙРУЮЩИЁ СВОЙСТВА
При работе в паровых турбинах в масло через уплотне¬
ния попадает вода. При этом турбинные масла, могут обра¬
зовывать с водой стойкие эмульсии. Обводненное масло
нарушает режим работы турбины и способствует коррозии
металла. При определении склонности турбинных масел к
эмульгированию оценивается способность масла отделять¬
ся от воды за установленное время (мин). Для турбинных
масел;! используемых на российских энергетических;1, пред¬
приятиях, склонность к эмульгированию оценивают по
стандартам: ASTM D1401, ГОСТ 12068-66 и:DIM ISO 6614.
2.2.14.1. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ Cl IO<'OlillOC I И НЕФТЯНЫХ MACK. I
И СИНИ I ИНКСКИХ All IКОСИ II ОТДЕЛЯТЬСЯ ОТ ВОДЫ (ASTM D1401)
Оценку деэмульгирующих свойств масел:: производят с
использованием аппарата Гершеля (рис. 2.19), в котором
происходит, перемешивание и термостатирование образцов
воды, масла и смеси: этих компонентов. Для определения
склонности турбинных масел к эмульгированию смешива¬
ют 40 мл турбицного масла и 40 мл воды, смесь переме¬
шивают 5 мин при температуре 51 иди 82 °С. Нормирует¬
ся время разделения эмульсии (при температуре .54 °С не
более 30 мин, при температуре 82 °С не более 60 мин).
78

а
Рис. 2.19. Прибор для определения способности нефтяных масел и
синтетических жидкостей отделяться от воды (ASTM 1)1401) (а),
турбинные масла с высокими (б) и низкими (в) деэмульгирующими
свойствами
Фиксируется также количество воды и масла (в см3)
после разделения смеси воды и масла. Отдельно фиксиру¬
ется толщина пленки раздела, которая должна быть не бо¬
лее 3 см3. Результаты указываются (в см3) для системы
«масло - вода - эмульсия».
2.2.14.2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВРЕМЕНИ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ
НЕФТЯНЫХ МАСЕЛ (ГОСТ 12068-66, DIN ISO 6614
II ГОСТ ISO 6614-2013)
Определение времени деэмульсации отечественных тур¬
бинных масел проводят по ГОСТ 12068-66. Стандарт
устанавливает время деэмульсации нефтяных масел, в те¬
чение которого масло отделяется от воды при пропускании
пара. Через образец турбинного масла (20 см3) за 4-5 мин
пропускают пар, и образуется водно-масляная эмульсия
(40 см3). Одновременно с прекращением подачи пара
79

Рис. 2.20. Прибор для определения времени деэмульсации турбинных
масел МОСТ-1
включают секундомер, переносят пробирку с образовав¬
шейся эмульсией в баню с горячей водой (93-95 °С). За
время деэмульсации турбинного масла принимают время
в секундах, в течение которого из эмульсии выделится
20 см^ масла. Для определения используют приборы оте¬
чественного производства МОСТ-1 или АДИМ (рис. 2.20).
В европейских странах термин «деэмульсации» не ис¬
пользуется. Этот процесс имеет название «водоотделение».
Полное название, например, стандарта DIN 51589-1-1991:
«Испытание смазочных материалов и аналогичных про¬
дуктов. Определение водоотделительной способности по¬
сле обработки водяным паром. Испытание смазочных ма¬
сел и трудновоспламеняемых жидкостей».
2.2.15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕАЭРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ
НЕФТЯНЫХ МАСЕЛ (ГОСТ ISO 9120, ASTM D3427
И DIN 51381)
Сущность метода заключается в нагнетании воздуха в
масло (180 см^) под давлением при температуре испыта¬
ния 25, 50 или 75 °С. После прекращения подачи воздуха
следят за выходом диспергированных воздушных пузырь¬
80

ков из масла, определяют зависимость плотности масла от
времени. Фиксируют по графику время, в течение которо¬
го содержание диспергированного воздуха снижается до
0,2 % объема. Можно применять ручные и автоматические
аппараты.
Российский аппарат для определения времени Деаэра¬
ции масел АДМ-1 (рис. 2.21) имеет аналогичные узлы и
приборы, как зарубежные аппараты по оценке деаэрации
нефтяных масел по ASTM D 3427-15.
В ОАО «ВТИ» разработано РД 153-34.0-43.210-00
«Масла турбинные, нефтяные и огнестойкие. Метод
определения объемного воздухосодержания масла», в
котором приведена методика определения содержания
воздуха в турбинном масле паровых и газовых турбин
на выходе из главного масляного бака волюметрическим
способом. Методика основана на отборе определенного
объема аэрированного масла, разделении его на газовую и
жидкостную фазы и измерении объема выделившегося
воздуха. Чувствительность метода составляет 0,3 % об.
Для отбора проб применяется поршневой пробоотборник.
В РД 153-34.0-43.210-00 установлены основные причины
ухудшения деаэрации масел при эксплуатации.
Рис. 2.21. Аппарат АДМ-1 для определения времени деаэрации масел
81

2.2.16. ИСПЫТАНИЯ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ НА ИЗНОС
И ЗАДИР
Турбинное масло должно образовывать поверхностные
пленки на деталях турбин и тем самым снижать скорость
износа в условиях нормального режима работы, а также
предотвращать заедание, задир и заклинивание.
2.2.16.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОТИВОИШОСНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
НА ЧЕТЫРЕХШАРИКОВОЙ МАШИНЕ ТРЕНИЯ (ГОСТ 9490-75, ASTM D4172)
Определение проводят для турбинных масел, содержа¬
щих противоизносные и противозадирные присадки и ра¬
ботающих в высоконагруженных механизмах.
В четырехшариковой машине трения (ЧШМ) узел
трения представляет собой пирамиду из четырех контак¬
тирующих друг с другом стальных шариков (рис. 2.22).
Три нижних шарика закрепляют неподвижно в чашке
машины с испытуемым турбинным маслом. Верхний ша¬
рик, закрепленный в шпинделе машины, вращается отно¬
сительно трех нижних под заданной нагрузкой с частотой
вращения 1460+70 мин-1. Проворачивание шариков в про¬
цессе испытания не допускается. Используют шарики
диаметром 12,70+0,01 мм по ГОСТ 3722 из стали ШХ-15
по ГОСТ 801.
Рис. 2.22. Общий вид ЧШМ и узла трения
82

Испытание турбинных масел проводят при температуре
20 °€. Показатель износа, определяют при постоянной
нагрузке, установленной нормативно-технической доку¬
ментацией. Основная нагрузка при испытаниях - 196 Н
(20 ктс). Продолжительность работы машины от момента
включения до момента выключения электродвигателя при
определении критической нагрузки, нагрузки сваривания
и индекса задира составляет 10 0,2 е. При определении
диаметра пятна износа продолжительность работы машины
составляет 1 ч.
2.2.16.2. ОЦЕНКА АНТИФРШЦИОННЬ1Х СВОЙСТВ НА ШЕСТЕРЕННОЙ
испытан:. II.ной машин г !•/,<; (astm i>?is2)
Визуальным метод I ZC i получил название по имени
Научно-исследовательского центра .Eorschungsstelle fur
Zah Header und Getriebebau, называемый также теслом (ме¬
тодом) Нимана (Nimann Test, СЕС L-07-A-95, DIM 513Ёйг
IP 334). Метод используется для определения противоиз-
цосных и противозадирных свойств турбинных масел и
включен практически во все спецификаций на турбинные
масла. Это связано,с тем., что большинство газовых турбин
в своей конструкции предусматривает наличие редукторов.
В одном случае редуктор применяется при пуске турбин, а
в Другом он является основным, когда установлен между
турбиной и генератором.
Испытания проводят следующим образом. Перед нача¬
лом. испытаний нагрузка устанавливается в статическом
положении е помощью коромысла с грузом и фиксируется
нагрузочной: муфтой. Шестерни, находящиеся под после¬
довательно возрастающей нагрузкой (всего 13 ступеней),
прокручиваются при постоянной скорости по 15 мин и при
постепенном: повышении нагрузки от 10 до 780 Н, пока не
будет достигнута повреждающая ступень. Через каждый
цикл производится осмотр шестерни. Ступень считается
повреждающей, если не менее 20 % несущей поверхности
ведущей шестерни повреждено царапинами и задирами
цли если суммарная потеря массы двух шее герои превы¬
шает потерю массы на предыдущей: ступени более чем на
10 мг. Смазывающие свойства масла выражаются через
число выдержанных циклов при повышении нагрузки., и
83

3
Рис. 2.23. Схема стенда FZG:
/ - измерительная муфта; 3 - упругий вал; 3 - электро двигатель; / -
испытательные зубчатые колеса; 5 - картер испытательных зубчатых
колес; 6 - картер замыкающих зубчатых колес; 3 - вал; 8 - нагрузоч¬
ная муфта
фиксируется изменение температуры зубьев рабочих зуб¬
чатых колес и исследуемого масла в картере. Схема,
внешний вид стенда и испытательных колес приведены на
рис. 2.23 и 2.24.
Рис. 2.24. Общий вид стенда FZG и испытательного картера с ше¬
стерней

2.3. ИСС Л ЕД OB АТ ЕЛ ЬСКИЕ МЕТОДЫ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ
II ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
При разработке рецептур и мониторинге состояния тур¬
бинных масел при хранении и эксплуатации используют
также методы, которые не являются стандартными,, однако
позволяющие получать дополнительную информацию об
их качестве. К таким методам относят: спектральные,
определение поверхностных и электрофизических показа¬
телей и др.
2.3.1. СПЕКТРАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ АНАЛИЗА
С помощью методов спектрального анализа определяют
степень окисления нефтяных и синтетических: масел, со¬
держание^ в них растворенных и некоторых нерастворен¬
ных отдельных химических элементов. Для анализа масел
используют инфракрасную спектроскопию с преобразова¬
нием Фурье (ИКФС). Через: заполненную исследуемым
маслом кювету с фиксированной толщиной пропускают
ИК-излучение. Различные компоненты масла (базовое
масло,, присадки, загрязнители) поглощают ИК-спектры
на характерных для них частотах. По интерферограммам; с
применением преобразования Фурье строится спектр по¬
глощения в единицах оптической плотности или пропуска¬
ния. Для определения содержания продуктов окисления и
присадок в рабочем масле его спектр сравнивают со спек¬
тром; свежего масла. Характерные области в ИК-спектре
масел приведены табл. 2.3.
В сочетании с другими методами ИКФС дает дополни¬
тельную информацию о состоянии масла в условиях хра¬
нения и применения.
Применяемые стандарты: ASTM D7214, ASTM D7412,
ASTM D7414, ASTM D7415, ASTM D7416, ASTM D7418,
ASTM E2412.
С помощью атомно-эмиссионных спектрометров (АЭС)
можно определить концентрации более 15 элементов.
85

Таблица iUJ
Характерные области в ИК-спектрах масел
Продукты
Волновое число, см-1
Окисления
Нефтяного масла - 1 7.К), сложных эфи¬
ров - 3540, фосфатных эфиров - 81 .:>
Сульфирования
H.iO
Нитрования
4630
Сажа
2000
Вода
В нефтяном масле - 3400, в сложных
эфирах - 3625
Топливо
Дизельное - 800, бензин - 750, реак¬
тивное топливо - 70л 81..!
Фенольные антиоксиданты
36 540
Диалкиддитиофосфат цинка
в противоизносных и анти¬
окислительных присадках
980
Определения проводят с использованием индуктивно-свя¬
занной. плазмы. Высокая температура также может быть
создана в электрической дуге за, счет вращающегося дис¬
кового электрода. Под действием высоких температур ато¬
мы вещества переходят в возбуждённое состояние и ис¬
пускают световое, излучение на строго определенных
частотах. Спектрометр измеряет интенсивность издучения
на этих частотах и пересчитывает ее в концентрации эле¬
ментов, выражаемые в миллионных (мгуГкг) или милли¬
ардных (.чкг. кг) долях. Используя этот метод, в турбин¬
ных маслах можно определять степень износа оборудо¬
вания:
- увеличение концентрации железа, меди, хрома и
свинца, свидетельствует об аномальном износе:
- рост концентрации кремния, натрия, бора, кальция и
магния свидетельствует о загрязнении турбинного масла
извне.
Применимость АЭС ограничена, размерами чаСтиц. Рас¬
творенные металлы й взвешенные частицы размерами до
2 мкм определяются с высокой точностью.
86

Используемые стандарты: для определения присадок -
ASTM D4591; для присадок, металлов износа, и загрязни¬
телей - ASTM D5185 и ASTM D6595.
Менее распространенный спектральный метод анализа
масел - рентгенофлуоресцентная спектроскопия (РФС).
При применении РФС исследуемый образец не имеет
ограничений по размеру часгнц. распределенных в его
объеме, и может использоваться как для жидких, так и
твердых продуктов. Недостаток метода - более низкая
чувствительность при определении элементов в масле по
сравнению с АЭС-ИСП и АЭС-ВДЭ.
2.3.2,Метод определения содержания пейсадок
С ПОМОЩЬЮ ТОНКОСЛОЙНОЙ ХРОМОТОГРАФИИ
Метод используется для сравнительной оценки введен¬
ных в масло антиокислительных присадок аминного и фе¬
нольного типов с помощью тонкослойной хромотографии.
Количество той или иной присадки оценивается по диа¬
метру !Iи та, образующегося на специальной пластинке
при воздействии определенных растворителей, интенсив¬
ности окрашивания и высоте подъема его от линии старта.
РД 34.43.209-97 <;< Экспресс-метод определения антиокие-
лительной присадки (Ионола) в свежИх и эксплуатацион¬
ных турбинных маслах>> распространяется на турбинные
масла, классов вязкости 32 и 46.
2.3.3. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ СКАНИРУЮЩАЯ
КАЛОРИМЕТРИЯ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Дополнительные Испытания по методу дифференциаль¬
ной сканирующей калориметрии высокого давления
(ASTM D6186) позволяют быстро и точно определить
термоокислительную стабильность турбинных масел и
эффективность входящих в их состав антиоксидантов
при минимальном количестве испытуемого образца. Метод
основан на измерении разницы тепловых потоков, Идущих
от испытуемого образца и образца сравнения. Измерения
87

проводят в изотермическом режиме для определения
индукционного периода либо в запрограммированном тем¬
пературном режиме;;. Дифференциальный сканирующий;
калориметр состоит из двух ячеек: в одной находится
исследуемый образец, в другой, называемой ячейкой
сравнения, - эталон. Экспериментально измеряется вре¬
менная зависимость разницы температур между ячейкой
с образцом и ячейкой сравнения. Определение прово¬
дят при температуре 130-210' °С и давлении кислорода
3.5 МПа.
Стандарты, используемые для испытаний: турбинных
масел при производстве и применении, приведены в при¬
ложении 1.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 2-
1. Рыбак Б.М. Анализ нефш и нефкиродук iob - Гнала ре пен
ное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной ли¬
тературы. - М., 1962. - 888 с.
2. Гришин Н.Н., (Zepeda В.В. Энциклопедия ^химмотологии. - Мл
Издательств б Перо/ 2016. - 960 с.
.1. Фитч Ии.. Гройгр Ж Диализ масел. Основы применения/Пер. с,
англ. 2-го изд.; под. ред. Е.А. Новикова, М.В. Кирюхина. — СПбд Из¬
дательство:Профессия», 2015. - 176 с„
4. РанА 'С.Дж, Анализ нефтепродуктов. Методы, их назначение и
определение: пер. е англ. 8-го изд. Под. ред. Е.А. Новикова, М.В. Ки¬
рюхина. - СПб.: Издательство ^Профессия», 2012. - 664 ё;
5, Новиков Л. Определение серы в нефтепродуктах. Обзор анали¬
тических методовДУМир нефтепродуктов. - 2008. —I 1.
%. Безбородов Ю.Н. Методы Контроля и диагностики Эксплуатаци¬
онных: свойств смазочных материалов по параметрам термоокислитель¬
ной стабильности и температурной стойкости: Монография/|^>.Н. Без¬
бородов, Б.И. Ковальский. Н.Н. Малышева, А.Н. Сокольников,
Е,Г. Мальцева. - Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2011. - 366 с,
7. Спиркцн В.Г. Химмотология. Свойства и применение топлив,
смазочных и специальных материалов: Учебное пособие для студентов
вузов: В 2 ч. - Часть II, Свойства и применение смазочных и. специ¬
альных материалов: под ред. В.Г: Спиркина, В.Л. Лашхй/В.Г:, Спир-
кин, И.Г. Фукс, I I. I’. "Сатур и др. - М.: Российский государственный
университет нефти и газа (11 И У) имени 11.М. Губкина, 2014. - 27l С.
8. : Дискина ММ- /Хроматографические и термоаналитические ис¬
следования масел и рабочих: жидкостей; под ред. Т.Н. Шабали¬
ной. Л.Н. Дискина, Т.Н. Шабалина, 11.11. Занозина, В.А. Тыщенко. -
Самара: ООО ?$Офорт%. 2011. - 160 с.
88

9.. Nadkarni R.A. Guide to ,ASTM test methods for the analysis of pe¬
troleum products and lubricants/'R.A, Kishore Nadkarni 2nd ed. cm.
ASTM manual series; no. mn I I f 2nd. 2007. 31.> p.
10. Кruim'r DA.. The Kvolinion of'Base: Oil Technology! 'Turbine
.Lubrication in the 21 st Century./D.C., Kramer, В.Щ.. L.ok. K’.K. Krug. -
l.SA. West t:nnsliolni( ken: American Society for. Testing and Materials;
2001. '' '
11. Фомин Г.С. Нефть и нефтепродукты. Энциклопедия междуна¬
родных < Гайдар юн Г (... Фомин, О.Н. Фомина. - М.: Издательство
«Протектор/, 2006. - 384 с.
12. www.astm.org

Глава 3
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
3.1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ТРЕБОВАНИЯ
К ТУРБИННЫМ МАСЛАМ
Классификация и основные требования к турбинным
маслам, представлены в следующих международных, стан¬
дартах:
- ГОСТ 29174-91 (ИСО 8068^87) «Нефтепродукты и
смазочные материалы. Масла минеральные смазочные для
турбин» (категории ISO-L-TSA и ISO-L-TGA). Специфи¬
кации (табл. 3.1):
- DIN 5151л 2001 «Смазочные и управляющие жидко¬
сти для турбин» (часть 1-L-TD официальный сер виру спе¬
цификации) ;
- DIN 51515 20(H) «Смазочные и управляющие жидко¬
сти - для высокотемпературных условий эксплуатации»
(часть 2-L-TG официальный сервис., спецификация);
- ISO 6743-5, часть 5, семейство Т (турбины). Класси¬
фикация турбинных масел по назначению и содержанию
противозадирных присадок.
В стандарте ГОСТ 29174-91 (ИСО 8068-87) «Неф¬
тепродукты и смазочные материалы. Масла минераль¬
ные смазочные для турбин» (категории; ISO-L-TSA и
ISO-L-TGA) отражены классификация и требования
к турбинным маслам для паровых турбин (см. табл. 3.1).
В с ганда pro нормируются пределы кинематической вязко¬
сти при 40 (. турбинных масел (в отличие от оценки в
отечественных стандартах кинематической вязкости, при
90

Т а б ди д а 3.1
Технические требования к турбинным маслам по ISO 8086:2006
Показатель
11орма для:масла
Метод ис¬
пытания
Класс вязкости (ГОСТ 1747914)
32
46
68
Кинематическая вяз¬
кость при 40 °Qj
мм3 'с
28,8-35,2
41,4-50,6
61,2-74,8
ГОСТ 33
Индекс вязкости, не
менее
90
гост
25371
Температура застыва¬
ния, чЗ не более
-6
ГОСТ 20287
Плотность при 15 ®С,
кг/дм3
Не нормируется.
Определение, обязательна
ГОСТ 3900
Температура вспышки,
'%3, не менее:
в открытом тигле
Кливленда
185
ГОСТ 4333
Общее кислотное чис¬
ла, мг КОП г
Не формируется.
Определение обязательно
гост >зн:>
Вспенивание при тем¬
пературе, см3, не бо¬
лее:
24 С
Й,5 ®
2 4 С
4оО. 0
50/0
4оО. 0
ISO 6247
ASTM
D892
Ваздухоотделение при
50 °С, мин, не более:
5
1
6
япш
ASTM D3427
Деэмульсация водь1, не
более:
1 it метод,, с
2-й метод при;-14 аС
до 3 см3 эмульсии,
мин
зоо
зоо
:зо
Зоо
t»iif 158|
Антикоррозионные
свойства после 2 1 ч
Выдерживает
ГОСТ 19199
Коррозионная агрес¬
сивность меди 3 ч
при 100 *|| балл, не
более
1в
ГОСТ 2917
91

50 °С). Согласно классификации, турбинные масла под¬
разделяются на классы вязкости 32, 46 и 68. Дополни¬
тельно введены показатели по деэмульгирующим и деаэ¬
рирующим; свойствам турбинных масел, В стандарте также
установлены показатели по окислительной: стабильности
турбинного масла этой категории.
В 2006 г.-международный стандарт ISO 8086:2006 «Ма¬
териалы смазочные;, индустриальные масла и родственные
продукты (класс L). Семейство Т (турбины). Специфика¬
ция на смазочные масла для; турбин» вышел; в новой ре¬
дакции.
Если ранее, стандарт распространялся на турбинные
масла для паровых и газовых, турбин, то введение новых
показателей позволило его использовать для турбинных
масел с улучшенными противоизносными свойствами; для
турбинных масел, предназначенных для теплонапряжен¬
ных газовых турбин; для экологически безопасных тур¬
бинных масел; для гидротурбин и огнестойких турбинных
масел. Основное дополнение заключается в ужесточении
требований к маслам категорий ISO-L-TSA и ISO-L-TGA
по антиокислительным свойствам, так как на тепловых
электростанциях широкое применение получают парога¬
зовые. установки с комбинированным циклом и единым
валом; В стандарте ISO 8068:2006 индукционный период
при окислении должен составлять не менее 3000 ч и
должен отсутствовать осадок после 1000 ч окисления.
Классификация и требования к турбинным маслам по
DIM 51515-1, DIN 51515-1-2 и ISO‘6743-5 с дополнением
ISOf^CD 8068 приведены в табл. 3.2-3.4.
Таблица 3.2
Классификация турбинных масел по DIN 51515
^Характеристика
«Цтандарт
Обозначение
турбинных масел;
Турбинные масла, рекомендуе¬
мые к использованию в обычном
температурном диапазоне
DIN 51515 1
1. Т1>
Турбинные; масла, рекомендуе¬
мые к использованию при темпе¬
ратурах, превышающих обычную
DIN 5151.5-2
L-TG
92

Таблица 3.3
Требования к турбинным маслам по DIN 51515-1 и DIN 51515-2
Показатель.
DIN 51515-1
DIN 51515-2
Метод испыта¬
ний
L-TD
L-TG
Класс вязкости
32
46
68
100
32
46
ASTM
Кинематическая вязкость при
40 ’’С. мм:>''6
28-35,2
41,4-50,6
61,2-74,8
90,0-110,0
28,8-35,
2
41,4-50,6
ISO 3104
Индекс вязкости, не менее
90
90
ISO 2909
Плотность при 15 °С, кг . дм
ISO 3675
Температура вспышки, °С, не
менее
185
185
2®
213
185
185
ISO 2-592
Температура застывания, S’C,
не более
-6
-6
ISO 3016
Кислотное число, мг КОИ г
Не нормируется. Определение обязательно
Не нормируется.
Определение обяза¬
тельно
ISO 6618
Йенообразование:
последовательность 1
25#'
шслёдбватёдьность Ц
95 5С
шслёдбватёльность III
25 #
Т)0 (i
.0 0
45000
ISO 6247

it* Продолжение табл. р§
Показатель
l)l\ 51Ф15П
DIN о 1 т 15 2
Метод испыта
НИИ
1. ТО
1. ТО
Класе:; вязкости
32
46
68
100
32 46
AST.M
Воздухоотделение при 5.0
мин, не более
5
I
6
-
i
аш §12о
Дез.ч\ .пснния с паром, С, не:
более
300
300
DIN 51589-1
Коррозия меди, 3 ч при:
100 °С '
125 5С:
2 макс;
2 макс.
ISO 2160
Коррозия стали, метод А
Проходит
Проходит
ISO 7120
TOST время до достижения
2 мг КОМ. г. не менее
3000
2.500
2000
,3500
ISO 4263-1
PRVOT, мин, не менее
-
750
ASTM D2272
PRVOT (модифицирован¬
ный), % времени от модифи¬
цированного
-
ш
A STM D2272
Класс промышленной чисто¬
ты, мин
20. 17, 4
20, 17 4
ISO 4406
( одержание воды, мг 1 кг,
не более
I..0
I..0
ISO. 12937

Таблица 3.4
Классификация смазочных масел для турбин ISO 6743-5
с дополнением ISO /CD 8068
Общее
назначение
Состав и. свойства
Сим¬
вол:
ISO-L
Область
применения
Паровые турбины
непосред ств енно
соединенные или с
зубчатыми переда¬
чами для нагрузки в
нормальных усло¬
виях
Очищенные неф¬
тяные масла с соот¬
ветствующими анти¬
оксидантами и инги¬
биторами коррозии с
дополнительными
противозадирными
характеристиками
для смазки зубчатых
передач
ISA
Генерирование
электроэнергии и
индустриальные
приводы и их со-
отв етствующие
системы управле¬
ния, судовые при¬
воды. Их улуч¬
шенная несущая
способность не
требуется для
зубчатого зацеп¬
ления
Базовые турбины
непосред ств енно
соединенные или с
зубчатыми переда¬
чами для нагрузки в
нормальных усло¬
виях
TGA
Паровые турбины
непосредств енно
соединенные или с
зубчатыми переда¬
чами Для нагрузки.
Высокая несущая
способность
Очищенные нефтя¬
ные масла с соответ¬
ствующими антиок¬
сидантами и ингиби¬
торами коррозии, с
дополнительными
пр отивозадирными
характеристиками
для смазки зубчатых
передач
TSF
Генерирование
электроэнергии
и индустриальные
приводы и их со¬
ответствующие
системы управле¬
ния, где для зуб¬
чатых передач
требуется улуч¬
шенная несущая
способность
Газовые турбины
непосредств енно
соединенные или С
зубчатыми переда¬
чами для нагрузки.
Высокая несущая
способность
TGF
95

Продолжение1: та б л. 3.4
Общее
назначение
Состав и. свойства
Сим-
ВбЯ.
1 SO 1.
Область
применения
Газовые турбины
Очищенные нефти-
TGB
Генерирование
непосред ств енно
ные масла, масла с
электроэнергии и
связанные или с
соответствующими
индустриальные
зубчатыми переда-
антиоксидантами и
приводы и их со-
чами для нагрузки.
ингибиторами кор-
отв етствующие
Более высокие не-
роз ии - для более
системы управле-
сущая способность и
температура
высоких температур
ния, где требует¬
ся высокотемпе¬
ратурная стой¬
кость из-за высо¬
ких температур на
отдельных участ¬
ках
Проше Смазочные материалы
Синтетические жид¬
кости для турбин:
без. специфиче¬
ских огнестойких
Свойств (напри¬
мер, ГШ))
TSC
для паровых тур¬
бин на базе
сложных эфиров
фосфорной кис¬
лоты с огнестой¬
кими свойствами
(сложный эфир
алкилфосф ата)
LSI)
для газовых тур¬
бин без. специфи¬
ческих огнестой
ких свойств (на¬
пример, ПАО)
ври
для газовых тур¬
бин на базе1:
Сложных эфиров
фосфорной кис¬
лоты с Огнестой¬
кими свойствами
(сложный эфир
а лки лфосф ата)
TGD
96

Продолжение1: та б л. 3.4
Общее
назначение
Состав и свойства
Сим¬
ВОЛ
1 SO 1.
Область
применения
Синтетические жид¬
кости систем управ¬
ления на базе слож¬
ных эфиров фос¬
форной КИСЛОЛ.! с
огнестойкими свой¬
ствами
ICO
Ведущие зарубежные производители турбин, такие
компании как Alstom, Solar, General Electric,. Siemens,
MAN Turbo и другие, разработали свои спецификаций: к
турбинным мае дам, в которых требования по физико¬
химическим и эксплуатационным показателям находятся
на высоком -уровне. Все производители турбин оценивают
термоокислителытую стабильность, деэмульгирующие и
деаэрационные свойства турбинных масеД. Дополнительно
определяют фп.ты руе.чоггь, класс промышленной чистоты,
проводимость. .Для турбинных масел с противозадирными
и противоизносными присадками нормируются показатель
смазывающей способности: по методу FZG и содержание
цинка в масле.. Турбинное масло без положительного за¬
ключения от изготовителя турбин не может быть допущено
к применению. Основные требования зарубежных произ¬
водителей турбоагрегатов и международных стандартов к
эксплуатационным показателям турбинных масел приведе¬
ны в приложении 1.
В газотурбинном' двигателе (ГТД) масло непрерывно
ц многократно циркулирует в течение длительного време¬
ни и подвергается большим термическим нагрузкам. За
один цикл масло в двигателе нагревается в Среднем на...
40-70 0 С, наименьшая рабочая температура - у переднего
подшипника компрессора, а наибольшая - у подшипника
турбины, который нагревается до 120 С и выше. Охлажде¬
ний подшипников достигается путем прокачивания боль¬
шого количества масла. Чем больше двигатель форсирован
и больше его удельная мощность, тем выше температура.
97

газа перед турбиной и температура подшипников. Рабочая
температура масла в ГТД может достигать значений тем¬
пературы 230 43 и более. Смазывающая, способность всех
узлов и агрегатов ГТД т .минимальным износом должна
обеспечиваться в пределах рабочих температур от -50 до
230 °С и выше, удовлетворять требованиям двигателей по
противоизносным свойствам при минимальной величине
критической нагрузки разрушения масляной пленки от
400-500 до 700-900 Н. Максимальная вязкость, которая
обеспечит нормальный запуск двигателя без подогрева при
отрицательных температурах, зависит от мощности пуско¬
вых устройств ГТД и не должна превышать для масел;
2000-4500 ммлАл Прокачиваемость масла при отрица¬
тельных температурах нарушается примерно при вязкости
5000 мм?|щ, а прекращается полностью при 20 000 мм2/с.
Масло для ГТД должно обладать низкой агрессивно¬
стью при контакте с металлами, сплавами, резиновыми
уплотнениями, покрытиями ц другими материалами. При
работе ГТД высокая кратность циркуляции смазочного
масла в маелосистсме приводит к pro интенсивному сме¬
шиванию с воздухом. Поступающее масло может содер¬
жать до 8-10 % воздуха, поэтому при его распылении об¬
разуется пена. Обильное образование, пены приводит к
ухудшению прокачиваемости по масляным каналам, воз¬
никновению кавитации в насосах, повышению износа,
снижению вязкости и возрастанию скорости окисления
масла за счет увеличения поверхности контакта, с возду¬
хом;, Одновременно из-за того, что в масле появляются
пузырьки воздуха, ухудшается теплопроводность и воз¬
растает опасность перегрева,:, заклинивания, деформации
отдельных деталей-
При обильном пенообразовании и плохом воздухоотде¬
лении (деаэрации) ухудшаются деэмульгирующие, свой¬
ства масла. При плохих деэмульгирующих свойствах мас¬
ла возникает его обводнение, при котором повышается из-
цос и отмечаются случаи выхода из строя подшипников
скольжения. Источником обводнения масла может стать
воздух в масле, дели в нем содержится вода в мелкодис¬
персном состоянии. Проблемы пенообразования, деаэра¬
ции и де.эмульгир.уемости: масел необходимо решать ком¬
плексно.
98

Основными спецификациями, на которые ориентируют¬
ся зарубежные компании по производству синтетических
масел для ГТД, являются MIL-PRF-23699F и MIL-PRF-
7808L. Требования к синтетическим маслам для ГТД при¬
ведены в табл. 3.5.
! а6.1 ица 1Ш
Требования к синтетическим маслам для ГТД по спецификациям
MIL-PRF-23699F и MIL-PRF-7808L
Показатель
Норма по
MIE-PRF-
23699Е
Норма по
MIL PRF-7808L
Кинематическая вязкость, мм3//,;
при:
40 не менее
100 Щ| не менее
-40 "Ш, не более
-5,1 'Щ;. не бблее
23-
4;й-#4
13 ооо
111,5
т
17 000
Температура вспышки в открытом
тигле, Sgjj не менее
;245
210
Температура застывания, °С, не бо¬
лее
-54
-62
Кислотное число, мг КОИ г. не
более
1
0.3
14спаряем6сть при выдерживании
6,5 ч и 204 0С, % масс.,, не более
10
-
Пенбрбразование
Выд,
-
Совместимость ё эластомерами:
SAE AMS 3211/1, 72 ч при
70 ‘Дз, % разбухания
SAE AMS 3217/4, 72 ч при
20 1 ЧЬ %, разбухания
Стандартный силиконовый эла¬
стомер, 96 ч при 121 РС, % разбу¬
хания
От 5 до 25
'Термическая стабильность/корро¬
зионность, 96 ч при 274 ЭДЦ|
изменение массы металла, мг, с м-
изменение вязкбСти, §§ не более
изменение кислотного числа, мг
К( )11 г. не более
1
1
6
-
99

Продолжение1: та б л. 3.5
Показатель
Норма по
MIL-PRF-
23699#
Норма по
MIL-PRF-7808L
Коррозионная и окислительная ста¬
бильность:
72 ч при 175 W
12 ч при 204 0 С
72 ч при 218 Ж
Выд.
-
( тепл Райдера, Относительный уро¬
вень, Ц, не менее
102
-
ПротивойзнОсная стабильность:
уровень примесей, не более
изменение вязкости при 4G; АЙ, %
изменение кислотного числа, мг
КОЙ г. не более
осадок на фильтре, не более
80.
-5 - +30
2
i
3.2. СОСТАВ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
3.2.1. БАЗОВАЯ ОСНОВА ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
3.2.1.1. НЕФТЯНЫЕ МАСЛА
При производстве; отечественных турбинных масел в
качестве базовой основы используют в основном базовые
Нефтяные масла I группы по классификации API. Их про¬
изводство осуществляют на маслоблоках, принадлежащих
трем российским компаниям: (ЗОО <<PH-Смазочные мате¬
риалы», ООО «Газпромнефть-смазочные: материалы» и
ООО 4.ТТЛК-Интернешнл».
Базовые масла I группы изготавливают по традицион¬
ной технологии с применением селективной очистки мас¬
ляных фракций и деасфальтизата растворителями,; депара¬
финизации и гидродоочистки рафинатов. Физико-хими¬
ческие показатели базовых масел, получаемых по тради¬
ционной схеме с применением селективных растворителей,
100

определяются углеводородным составом перерабатывае¬
мых нефтей и глубиной очистки Дефтяных фракций. Эти
факторы оказывают основное; влияние на эксплуатацион¬
ные свойства турбинных масел,
Для производства отечественных турбинных масел
на нефтяной основе класса; вязкости 32 используют инду¬
стриальное масло марки И-20А (ГОСТ 20799 88); для
турбинного масла класса вязкости 46 - смесь из индустри¬
альных, масел; марок И-20А и И-40А (ГОСТ 20799-88),
а для турбинного масла класса вязкости 68 — смесь из ин¬
дустриального масла И-40А и базового масла SX-400
(СТО 0014765-003-2010), или остаточного компонента,
или специального дистиллятного компонента, или масла
III группы необходимой вязкости.
Характеристика базовых масел I группы отечественных
производителей: приведена в табл. 3.6.
Базовые масла с высоким содержанием нафтено-пара¬
финовых углеводородов и нцзким содержанием серы и
смол получают при использовании в процессе селективной
очистки X- м с ш л ш I р ро л 11 д о и а, а на финишной стадии по¬
лучения масла - процесс гидродоочистки. Для турбинных
масел, полученных на базовых маслах I группы с исполь¬
зованием; в процессе селективной очистки масляных ди¬
стиллятов фенола, нормируется его отсутствие в отече¬
ственных турбинных маслах. Предпочтительно использо¬
вать для производства турбинных .масел класса вязкости
32 базовые масла с содержанием нафтено-парафиновых
углеводородов не менее 70 % масс. , ароматических ^углево¬
дородов не более 30 % масс., серы до 0,5 % масс., смол до
1,0 % масс, Рекомендуемое: содержание .серы в базовом;
масле для изготовителей: турбинного масла обычно не пре¬
вышает 0,35 % масс. (табл,. 3.7).
Применение гидрогенизационных процессов позволяет
регулировать индекс вязкости, низкотемпературные свой¬
ства и содержание серы в базовой основе турбинных масел.
Базовые масла II группы (по классификации. API), по¬
лучаемые с использованием гидропроцессов, таких как гид¬
рокрекинг, гидроочистка и гидроизомерйзация, отлича¬
ются от базовых масел; I группы более; низким содержани¬
ем примесей (•: 10 % масс, ароматических соединений;
ео 0,03 % масс, серы) й имеют индекс вязкости (ИВ) до 120.
101

о Таблица 3,6
Требования и основные показатели качества индустриальных масел И-20А*
Показатель.
Индустриальное мае. к.) И-20А
Норма по
ГОСТ
20799-88
Фактическое значение
Норма по ТУ
0253-043¬
48120848-2005,
изм. 1-6
Фактическое значе¬
ние
ИНОС
II н < к:
вор
они:;
Нк1ШЗ
Вязкость кинематическая при
40 mmVS'
29-35
31,9
33,5
32,3
29 35
32,0
31,4
Кислотное число, мг КОП г. ие
более
0,03
0,006
0,007
0,009
0,03
0,01
0,01
Зольность, % масс., не более
0,005
0,005
0,002
0,004
0,005
0,005
0,004
Массовая доля серы в маслах из
Сернистых нефтей., %, не боДеб
1,00
0,35
0,28
0,32
1,30
1,10
1,03
Содержание механических при¬
месей, % масс,
Отсутствует
Содержание воды, Ц масс,
Следы
Отсут¬
ствует
Следы
Следы
Сдеды
Следы
Следы
Плотность при 20 °0, кгУ-М3, не
более
890
889
869
872
890
880
878
Температура застывания, °С, не
выше
-15
-15
-15
-15
-15
- 15
- 15

Цвет на колориметре ЦНТ, ед.
11.! Г!. не более:
2
1
о,й
0,5
3
I
2
Температура вспышки в откры¬
том тигле,, ЯС, не ниже.
200
208
200
211
180
190
194
Стабильность против окисления:
приращение кислотного числа
окисленного масла, мг КОЦ г.
не более
0,3
0,003
0,030
0,035
0,3
0,200
0,110
приращение: смол,. %, не более
2,0
0,92
0,60
0,65
3,0
2,10
1,80
Содержание растворителей в
маслдх селективной очистки
Отсутствует
"Производители: ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез:* (ПНОС), ОАО «Славнефть-ЯНОС* (ЯНОС), ООО
«ЛУКОЙЛ-Вогограднефтеоргсинтез*1 (ВОС); ОАО «Омскнефтеоргсинтез*, (ОНПЗ); АО «Новокуйбышевский
НПЗ* (НкНПЗ). ' " ’ '
©
со

Таблица- 3.7
Типичный структурно-групповой состав индустриальных
масел И-20А российских производителей
Компоненты
Состав, % масс:
НкНПЗ
гное
ЯНОС
Парафино-нафтеновые
731
68,9
76,80
Моноциклические ароматические
18,8
22,7
15,1
Бициклические ароматические
6,3
6,6
ЕГ
Полициклические ароматические
1.7
1,2
0,7
( МОЛЫ
1,2
0,6
0.7
Концентрация углеводородов,; склонных к окислению, в
маслах II группы значительно ниже в сравнении е масла¬
ми I группы. Турбинные масла на базовых маслах II
группы с присадками могут иметь более высокие антй-
окислительные свойства по сравнению с турбинными: мас¬
лами на базовых маслах I группы.
Базовые масла III группы по классификации API имеют
хорошие вязкостно-температурные свойства (ИВ > 120) и
низкую испаряемость по HGAK. Большое содержание в
цих насыщенных соединении (табл. 3.8) преимущественно
изопарафинового строения позволяет обеспечить более вы¬
сокую стойкость масла к окислению. Их получают с ис¬
пользованием гидрогенизационных процессов тем же спо¬
собом, что и базовые масла II группы (процессы гидро¬
крекинга и гидроизомеризации). Более высокое значение
индекса вязкости достигается за счет повышения темпера¬
туры или: увеличения времени контакта в процессе гидро¬
крекинга. Индекс вязкости продукта может быть увеличен
также посредством использования сырья с. повышенным
индексом вязкости, что, как правило, достигается путем;
подбора соответствующего сырья.
Турбинные масла на основе базового масла III группы с
эффективным пакетом присадок могут иметь более высо¬
кие эксплуатационные Свойства по сравнению с турбин¬
ными маслами на базовой основе II группы. Они могут
иметь также более высокий индекс вязкости,: за счет чего
обеспечивается оптимальная толщина масляной пленки
104

Таблица 3-8.
Требования и основные показатели качества базовых масел
II и III групп
Пбйаза.тель
Метод
испыта¬
ния
Масло III группы
Масло П группы
Норма по:
ТГ 38.401¬
18-44 5-2014
Фак¬
ти¬
чески
Норма по
ТУ ву
300042199.
037-2015
Фак¬
ти¬
чески
Кинематическая
вязкость при
100 Щ, мм23%
ASTM
щй
3,9-4,6
4,3
4,0-5,0
4,6
Индекс вязко¬
сти, не менее
гост.
25371,
ASTM
D2270
125
129
120
122
Температура
вспышки, опре¬
деляемая в от¬
крытом тигле,
°С, не ниже
ASTM
D92
210
318
200
212
Температура
Застывания, А С,
не выше
ASTM
D97
-15
-17
-15
15
Цвет на коло¬
риметре ЦНТ,
ед. ЦНТ '
ГОСТ
20284
Не более:
1:0
Менее
0,5
Не нормируется
Цвет по шкале
ASTM. не более
ASTM
т.тоо
Не нормируется
ш
щ
Массовая доля
серы, %, не бо-
йее
ГОСТ P
51947,
ASTM
D4294
0,03
От¬
сут¬
ствует
0,03
0,02
Массовая доля
воды, %, не бо¬
лее
ТОСТ
2477
Отсутствует
От¬
сут¬
ствует
о,оз
0.03
Массовая доля
механических
примесей, %, не
более
TOC®
6370
Отсутствует
От¬
сут¬
ствует
0,005
0,004
Испаряемость
по 11 (>.А К’. Щ не
более
ASTM
D5800
15
13
18,0
15,7
105

Продолжение табл. 3,8
Показатель
Метод
испыта¬
ния
Маем III группы
Масло II группы
Норма по
ТУ 38.401¬
5 8-41:5—2014
Фак¬
ти¬
чески
Норма по
ТУ ВУ
300042199.
037-20ig
Фак¬
ти¬
чески
Плотность при
20 С. :кцУй3) в
пределах
ASTM
ГИ0:.2
Не нормируется
820-860
838
Плотность при
15 вС, кг. >г! не
более
ГОСТ' Р
51069
Не нормиру¬
ется
828
Не нормируется
ir;i ПОД11П11111НКС в условиях воздействует высоких темпера:'
тур.
Внедрение в производство технологии. гидроизомериза¬
ции нефтяных фракций привело к расширению предло¬
жений по базовым маслам III группы. Базовые масла
III группы с эффективным пакетом присадок обладают
высокой окислительной стабильностью, лучшими низко¬
температурными свойствами в сравнении с базовыми мас¬
лами I и II группы, а также имеют некоторые преимуще¬
ства по сравнению с синтетическими маслами на основе
поди-ех-олефинов (ПАОМ, РАО).
Так как базовые масла II и III групп получают с исполь¬
зованием гидрогенизационных процессов, то они прак¬
тически не содержат гетероатомные соединения. Аромати¬
ческие углеводороды и серосодержащие соединения в мас¬
лах оказывают большое влияние на их окислительную ста¬
бильность. Антиокислйтельные свойства базового масла
повышают путем оптимизации концентраций присадок,, серы
и ароматических углеводородов в составе базового масла.
Вследствие высокого содержания насыщенных углево¬
дородов и. низкого содержания полярных соединений, ба¬
зовые масла II и III групп отделяются от воды быстрее
по сравнению с базовыми маслами I группы. Турбинные
масла на базовой основе II и III групп с минимальным ко¬
личеством деэмульгирующих и противопенйых присадок
(или: без них) обладают способностью не только быстро
отделяться от воды, но и выделять воздух.
106

Базовые масла II и III групп имеют высокую приеми¬
стость к депррёсорным присадкам. Например, при вве¬
дении в состав базовых масел II группы депрессорной
присадки температура застывания -12 РС снижается до
-36 6С. Смазочные материалы на основе масел III группы
с той же депреесорной присадкой в той же концентрации
могут иметь температуру застывания -50 ::С и ниже.
Из-за низкой концентраций присадок, вводимых г. тур¬
бинные масла, эксплуатационные характеристики товар¬
ных масел в значительной степени: зависят от. физических
й химических, свойств базового компонента, содержание
которого может составлять более 99 %.
Однако по причине низкого содержания ароматических
соединений (табл. 3.9) не все присадки, который пока:'
зывают удовлетворительные результаты на базовых мас¬
лах I группы, хорошо растворяются в базовых маслах II
п III групп.
Развитие технологий производства; современных базо¬
вых масел II и III групп приводи® к изменению Соотноше¬
ния выпускаемых товарных масел на различных базовых
основах. Новые; базовые масла постепенно вытесняют
товарные традиционные масла на основе базовых масел:
I группы, что позволяет удовлетворить растущий спрос на
смазочные материалы более высокого качества.
Большинство производителей базовых масел II группы
имеют возможность выпускать базовые масла III группы.
Таблица: 1.9
Типичный структурно-групповой состав базовых масел
Но¬
мер
П, II
Базовое
масло
Содержание!углеводородов. % масс.
Парафи.
но-нафте-
новые
Ароматические
Смо¬
лы
моноци-
кличес-
кие
бицик-
личес-
кие
полици¬
кличес¬
кие
1
I I 20.\
72,1
21,2
4,6
и
0,6
2
И-40 А
72,2
18,7
6,7
1,7
0,7
I
В группы
96,6
2,1
0,7
0.1
0,2
4
III группы
97,3:
2.1
о
0,1
-
107

Производство базовых масел III группы в России
в 2016 г., гю данным Росстата, составило 242 тыс; т:
42 тыс. т производили на установке изомеризации гачей
ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтеоргсинтез», 100 тыс. т. -
на установке изомеризации остатков гидрокрекинга ОАО
«НК «Татнефть»,:. 100 тыс, т на установке изомеризации
остатков гидрокрекинга в ОАО «Славнефть-ЯНОС»..
На современном этапе1 производства товарных масел
происходит, внедрение базовых масел II и III групп для
разработки турбинных масел е продолжительным сроком;
службы.
3.2.l.2.< lim K I II'tl::<'KHK МАСЛА
В связи с возрастанием теплонапряженности ГТД воз¬
растают требования к турбинным маслам по термоокисли¬
тельной стабильности, испаряемости, работоспособности
при низких температурах. Для удовлетворения этим' тре¬
бованиям все более широкое применение находят базовые
масла на синтетической основе, получаемые путем органи¬
ческого синтеза (IV группа масел по классификации API).
3.2.1.2.1. СЛОЖНЫЕ ЭФИРЫ
В качестве основы в маслах для ГТД широко исполь¬
зуют сложные эфиры (полиолы) - эго производные ок-
Сиокиелот (как карбоновых, так и неорганических), кото¬
рые являются продуктами замещения атомов водорода в
составе функциональной группы -ОН на углеводородный
радикал (алкенильный, алифатический, гетероароматиче-
скйц, ароматический и др.).
Существуют два основных способа пол учения сложных
эфиров, которые используются, в том числе для производ¬
ства масел для ГТД;:
- этерификация карбоновых кислот спиртами;
- взаимодействие оксида углерода (II), олефинов и
спиртов (оксосинт.ез).
Наиболее простой: способ получения эфиров такого типа
прямая этерификация спиртов кислотами в присутствии
катализаторов. Реакция протекает без побочных реакций.
108

при условии вывода из объема реакции образующейся во¬
ды., что приводит к Стехиометрическому выходу продукта
порядка 100 %.
Реакция этерификации двухосновных карбоновых
кислот с одноатомными спиртами протекает по уравне-
ишо
11()()С’(С'Н: ).С’()()Н 2К()М -> RCX )С'(С11:.)ф’( КЖ 211.0.
Сведения о реализаций в промышленности процессов гю
второму способу пока отсутствуют.
В качестве катализатора этерификации; используют,
например, серную кислоту, толуол сульфокислоту, оксид
цинка,, ионообменные; смолы.
Установлено, что термическая и термоокислительная
стабильности неочищенных эфиров в Значительной с rent-
ми зависят от применяемого при их получении катализато¬
ра, который определяет глубину этерификации гидрок¬
сильных групп в молекуле полиола.
При получении сложных эфиров одноосновных кислот
применяют: многоатомные спирты: неопенТЫЯгликоль,
2,2-диметилолбутан, триметилолпропан, трщсетйлолэтан-
бутан, монопентаэритрит, технический сорт пентаэрит¬
рита, дипентаэритрит;,: трипентаэритрит, этиленгликоль,
пропиленгликоль и полиалкиленгликоли (например, поли¬
этиленгликоль, полипропиленгликоль, полибутиленгли¬
коль, а также их смеси) и монокарбоновые кислоты с
числом атомов углерода, от до (■•>,,. При производ¬
стве сложных эфиров в основном используют техничес¬
кие спирты на основе пентаэритрита, монопентаэрит-
рмта, дипентаэритрита, неопентилгликоля и триметйлол-
пропана, а также органические кислоты с числом атомов
Термоокислительная стабильность елюжных эфиров
многоатомных спиртов падает в ряду: пентаэритритовый
спирт' Ш дипентаэритритовый спнрг Ы триметилолпропано-
вый спирт > неопентилгликолевый спирт.
Наиболее перспективными являются масла на. основе
эфиров пентабритрита и нормальных (линейных) кис.юг.
так как они более стабильны, чем масла, на основе эфиров
разветвленных кислот.
109

3.2.1.2.2. ПОЛП-а-ОЛЕФИНОВЫЕ МАС.ПА (ПАОМ, РАО)
Поли-а-олефиновые m;km;i (IV группа по классифика¬
ции API) подучают олигомеризацией cc-олефинов. Для
производства ПАОМ используют в основном децсп-1, хотя
для получения ПАОМ могут использоваться и а-олефины
с различной длиной цепи от СБ до С14, а также более ши¬
рокие фракции Cg-fjjyj Cg-CJ2, Cg-C14. Для достижения
необходимого сочетания свойств масел, таких как высокий
индекс вязкости, низкая температура застывания, низкая
испаряемость, высокая температура вспышки, необходимо
применение ограниченного числа индивидуальных а-оле-
финов или их технических смесей. Лучшие показатели у
ПАОМ получаются при использовании смесей а-оле-
финов.
В России а-олефины производятся на предприятии
ООО «Татнефть-НК-Ойл». В табл. 3.10 приведены харак¬
теристики фракций а-олефинов о г до (. ’ ,4. используе¬
мых Для получения ПАОМ.
Содержание во фракциях олефинов с внутренней двой¬
ной связью ограничено, что связано с влиянием этих со¬
единений на индекс вязкости,
Синтез ПАОМ на основе децена-1 без примесей раз¬
ветвленных деценов приводит к таким же результатам, что
и при олигомеризации промышленных Деценовых фрак¬
ций, если соблюдены одни и те же условия реакции.
В качестве катализатора олигомеризации используют
комплекс соединений:
- алюминий в виде дисперсных сферических или плос¬
ких частиц со среднеэквивалентным диаметром от 0,1 до
40 мк.м:
- активатор алюминия, в качестве которого используют
ДТилалюминийхлорид в количестве от 0,01 до 25 % масс, в
расчете на алюминий, а также третбугилхлорид и соляную
кислоту;
- еокатализатор - хлор органическое соединение вида
RC1, в котором R - первичным, вторичный или третичный
алкил, аллил, бецзилрадикалы.
Особенностью поли-а-олефиновых масел является мно¬
гообразие их вязкостных свойств, обусловленное широки¬
ми возможностями синтеза ПАОМ. Варьируя основные
110

Таблица 3.10
Требования к составу и физико-химическим свойствам
фракций а-олефинов
Показатель
и
Шо
С12
рм
Плотность при, 20 ЧН| т.т. нм3
710 72..
725-745
7 .7 761
770-774
Массовая доля углеводородов,
IS?, не менее:
С8
Сю
ш
С14
99,0
99,0
98,0
98,0
Мольная доля линейных
а-олефинов, р§г не менее
95,4
94,5
•5.1.0
84,0
:]Мольная ..доля винилиденовых
олефинов, не более
2,0
ш
11,0
12,0
Мольная доля олефинов с
внутренней двойной связью,
не более
2Д
3;0
5,0
5,0
Массовая доля парафинов, %,
не более
1,2
0,8
61
т
Массовая доля сернистых со¬
единений, %, не более
0,00.05
0,0005
o.ooog
0,0005:
Массовая доля пероксидных
соединений в пересчёте на ак¬
тивный кислород, %, не более
0,0005
0,0005
0,0005
0,0005
Массовая доля воды, %, не бо¬
лее
0,005
0,005
0,01
0,01
технологические параметры, можно получать вязкости от 2
до 100 мму%.
Основные достоинства ПАОМ перед другими базовыми
основами для турбинных масел: широкий диапазон рабо¬
чих температур, высокий индекс вязкости,, превосходные
низкотемпературные характеристики, высокая термоокис¬
лительная стабильность, гидролитическая стабильность,
механическая; устойчивость,, стойкость при сдвиге, низкая
коррозионная активность (из-за отсутствия примесей серы
И металлов), низкая токсичность,, совместимость с йефтя-
111

ными маслами, эфирами: и алкилированным нафталином,
низкая испаряемоегь и гибкость технологии производства.,,
которая позволяет получать продукты с заданными харак¬
теристиками.
В табл. 3.11 представлены физико-химические характе¬
ристики ПАОМ, которые используют в производстве тур¬
бинных масел как индивидуально, так и в смесях. | други¬
ми Нефтяными и синтетическими маслами.
Недостатками ПАОМ являются: плохая совместимость
е резиновыми: изделиями и высокая цена по сравнению с
нефтяными маслами.
Турбинные масла на основе ПАОМ имеют эксплуатаци¬
онные характеристики, которые не могут быть достигнуты
для турбинных масел на базовых маслах III группы, а
именно: по испаряемости, стабильности к окислению, д&-
эмульгирующим, деаэрационным ^свойствам и коррозион¬
ной: активности. В зависимости от вязкости, ПАОМ могут
быть использованы как базовая основа турбинных масел:
различного назначения.
Тай лица 3.11
Основные физико-химические показатели ПАОМ
'Показатель
ИЛОМ 6
ПАОМ-8
ПАОМ-10
ПАОМ-12
Вязкость, ммуй% при
11.)0 О ' "
1,8-6,5
7,8 .ч.З
ф 8-10,2
11,1-12ф'
Плотность при 20 4%
кг ' м '
823-830
830-840
830-840
835-845
Индекс вязкости, не
ниже
120
125
125
125
Температура застыва¬
ния, РС, не выше
-60
-1
-50
-50
Температура вспышки
в открытом тигле, °С,
не ниже
230
235
270
270
.Испаряемость по
1 К >ЛК. %, не пи.тсс
9
7
ш
3.
Цвет на калориметре,
ед. ! I.I ГГ. не более
0,5
112

Компания Shell впервые в мировой практике стала про¬
изводить из природного газа базовое масло Gas То Liquid
(GTL). Оно соответствует базовым маслам V группы по
классификации API. Турбинные масла на базе масел GTL
обладают высокой' стойкостью к окислению, что увеличи¬
вает продолжительность службы и снижает количество
продуктов окисления, которые приводят к отложениям
на металлических поверхностях турбоагрегата. Высокие
деаэрационные свойства базовых масел GTL повышают
эффективность работы турбинного масла, снижая ве¬
роятность разрушения масляной пленки, что имеет ключе¬
вое значение для смазки подшипников. Базовые масла
GTL имеют превосходные вязкостно-температурные свой¬
ства, благодаря чему поддерживаются оптимальная вяз¬
кость и толщина пленки, требуемая для подшипников в
турбине, работающей в широком температурном; диапа¬
зоне;
3.2.2. ПРИСАДКИ ДЛЯ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
Базовая основа турбинного масла и. вводимые в ее
состав присадки - основные факторы, влияющие на экс¬
плуатационные свойства смазочного материала. Присадки
в турбинных маслах, улучшают стойкость к окислению
и антикоррозионные^ Свойства., а также снижают образова¬
ние водомасляных эмульсий и пены. Базовая основа
оказывает существенное влияние на эффективность приса¬
док в турбинном масле. В состав турбинных масел могут
входить антиокислительные присадки,, ингибиторы корро¬
зии, деактиваторы металлов, деэмульгирующие, противо¬
пенные, противоизносные и противозадирные присадки
(табл. 3.12).
Общая концентрация присадок в турбинном, масле мо¬
жет составлять до 1,0 % масс. Правильный, подбор базово¬
го масла и композиции присадок обеспечивает эффектив¬
ную работу турбинного масла в условиях воздействия вы¬
соких температур и нагрузок.
По данным Росстата, в 2016 г. потребление присадок к
маслам на российских предприятиях составило 80 тыс., т.
Основными производителями отечественных присадок яв-
113

Таблица 3. 12
Присадки для турбинных масел
Назначение
Химический состав присадки
Методы испытаний
Антиокислительные
присадки
Диариламины, экранирован¬
ные фенолы, органические
сульфиды
ASTM D943 - метод определения характеристик окисле¬
ния ингибированных нефтяных масел.
ASTM D2272 - метод определения окислительной: Ста¬
бильности паротурбинных масел во вращающейся бомбе.
ASTM D4310 - метод определения склонности ингибиро¬
ванных нефтяных масел к коррозии и образованию лака,.
ASTM D6186 - метод определения периода индукции
окисления смазочных: масел дифференциальной сканиру¬
ющей калориметрией высокого давления
Ингибиторы коррозии
Производные алкенилянтар¬
ной кислоты, этоксирирован-
ные фенолы, производные
имидазолина
ASTM D66S - метод определения антикоррозионных
свойств ингибированного нефтяного масла в присутствии
воды
Ингибиторы пенообра¬
зования
Полидиметилсилоксаны, по¬
лиакрилаты
ASTM D892 - метод определения пенообразующих ха¬
рактеристик смазочных масел
Деактиваторы металлов
Триазолы, бензотриазолы,
2-меркатобензотриазолы,
производные толилтриазола
ASTM 1)130 - стандартный метод: определения коррозии
меди под воздействием нефтепродуктов по потускнению
медной пластины
Противоизносно-проти-
в озадирные пр исадки
Эфиры алкилфосфорных кис¬
лот
ASTM D130 - метод определения противоизносных
свойств смазочных материалов (метод испытаний на Че¬
тырехшариковой машине трения).
ASTM Ш582 - метод оценки предельной несущей спо¬
собности масел до образования задира
Деэмульгаторы
Полиалкокеилированные со
единенгм: фенолы, полиолы,
полиамины
ASTM Я|® - метод определения водоотделяемости
нефтяных и синтетических жвдкостей.

ляются компании: ООО «ЛЛК-Интернешнл» (22 тыс., т),
ООО Л IIIII «КВАЛИТЕТ» (10,0 тыс. т), ООО «РН-Сма-
зочные материалы» (8 тыс. т) и ООО «Газпромнефть-
смазочные материалы» (6 тыс. т). Остальная потребность
покрывается за. счет поставок присадок компаниями BASF,
Lubrizol, Afton, Lanxess и др.
3.2.2.1. АНТТГОКИСЛИТЕЛЬНЫЕ ПРИСАДКИ
Важнейшим свойством турбинного масла, определяю¬
щим эффективность и срок его эксплуатации, является
стабильность к окислению. (Эффективным способом опти¬
мизации термоокислительных свойств турбинных масел:
является использование присадок (например, фенольных
и аминных антиоксидантов), тормозящих разрушающее
действие кислорода и уменьшающих скорость образо¬
вания продуктов окисления, в том числе коррозион¬
но-агрессивных органических кислот и нерастворимого
шлака.
Молекулы нейтрализующих присадок действуют как
доноры атома водорода для образующихся при окислении
пероксидных радикалов (первичные антиоксиданты). Ан¬
тиокислительные присадки другого типа разлагают про¬
межуточные гидропероксиды до менее активных соедине¬
ний (вторичные антиоксиданты). К ним относятся диал-
килдитиофосфаты цинка, Диалкйлдитиокарбаматы цинка,
тиоэфиры и органические фосфиты.
В турбинных маслах часто: используются синергетиче¬
ские смеси: экранированных фенолов и диариламинов, а
также первичных и вторичных антиокислителей, Разрабо¬
таны присадки, действующие и как первичные, и как вто¬
ричные антиоксиданты (молекулы объединяют в себе фе¬
нольную и тиоэфирную группы).
Наиболее распространенной и эффективной антиокие-
лительной присадкой в турбинном масле является 4-метил-
2,6-дитретбутйлфенол (Агидол-1, или ионол), который
легко растворяется в масле и практически не растворяется
в воде. Основное преимущество присадки - способность
предотвращать образование осадков. Концентрация при¬
садки в турбинном масле варьируется в пределах от 0,8 до
115

1,0 Ц м;кт. Амины и фенолы в основном являются низко¬
температурными присадками и применяются для 'стабили¬
зации турбинных масел, работающих при. относительно
низких температурах (до 140 (. ). При более высоких
температурах азотсодержащие соединения сами подверже¬
ны окислению и Не могут ингибировать процесс. Так, эф¬
фективность Агидола-1 в маловязких маслах проявляется
при температурах1 не выше 150 °С. При 175-180 °С анти¬
окислитель оказывается малоэффективным..
Введение антиокислительных присадок позволяет по¬
высить окислительную стабильность базовых масел после
гидрогенизационных процессов, что особенно важно для
турбинных масел на базовых основах масел II и III групп.
Повышение параметров работы турбоагрегатов и исполь¬
зование :в качестве основы турбинных масел базовых ма¬
сел II и III групп требует усовершенствования технологии
производства антиокислителей и применение антиокисли¬
тельных присадок, проявляющих свои свойства при высо¬
ких температурах и нагрузках.
Для получения высоких антиокислительных свойств
полуеинтетических масел, требуются более; высокие; кон¬
центрации антиоксидантов по сравнению с базовыми мас¬
лами I группы, что связано с: отсутствием в них аромати¬
ческих ц полярных соединений И преимущественным со¬
держанием насыщенный углеводородов.
3.2.2.2. ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ
Ингибиторы коррозии необходимы для предотвращения
коррозии металлических поверхностей. Ингибиторы кор¬
розии для турбинных масел - это маслорастворимые ПАВ,
которые не растворяются в воде и не образуют эмуль¬
сию масла с водой и пену. Они представляют собой по¬
лярные соединения, которые создают с металлической по¬
верхностью хемоадсорбционные пленки, предотвращаю¬
щие коррозию металла и вытесняющие воду с поверхно¬
сти. В качестве антикоррозионных присадок к турбинным
маслам используют производные алкенилянтарной кисло¬
ты, Атоксйлированные фенолы и производные имидазо-
лина..
116

Для снижения коррозии в рецептарах отечественных
турбинных масел широко применяют кислые эфиры ал¬
кенил янтарной кислоты (например, антиржавейную при¬
садку IM5. i 1. углеводородный радикал которой состоит
из 15 атомов углерода). Так как присадка В-15®Ё1:1 имеет
кислотное число 180-200 мг К 011 I г, то при её: исполь¬
зовании в турбинном масле в концентрации: 0,02 % масс,
кислотное число достигает 0,06 мг KOI I 1 г. Присад¬
ка имеет высокую вязкость, что затрудняет, ее дозирова¬
ние в процессе производства турбинных масел, Раствори¬
мость в нефтяных маслах составляет не более 0,1 % масс.
При такой концентрации она не способна обеспечить
оптимальные антикоррозионные свойства Смазочного ма¬
териала. В процессе эксплуатации .масла присадка может
вымываться водой и взаимодействовать с щелочными
реагентами, образуя нерастворимую в масле натрие¬
вую воль. При использовании присадки В-15/ЙИ в тур¬
бинных маслах происходит снижение деэмульгирующих
свойств.
Эффективным Ингибитором коррозии для турбинных
масел является присадка Irgacor L-12 (компании BASF) -
кислый эфир додецилянтарной кислоты. Она имеет более
высокую растворимость в нефтяных маслах, чем В-15/Ш1
и обеспечивает оптимальные защитные свойства смазочно¬
го материала при низких концентрациях (концентрация
Irgacor L-12 в турбинном масле - 0,035 % масс.). Присад¬
ка улучшает антиокислительные свойства смазочных мате¬
риалов, а также, совместима с антиоксидантами и деакти-
ваторамй металлов.
Ингибиторы коррозии для турбинных масел на ос¬
нове производных янтарной кислоты выпускает, фир¬
ма. Lanxess под торговыми марками Additin RC4801
и Additin RC4802 в виде 30 и 50 % масс, растворов
в нефтяном; масле. Ингибитор коррозии Additin RC4801
по составу й свойствам идентичен антиржавейной присадке
11-15,41. ' '
Ингибитор коррозии Additin RC4802, в отличие
от других ингибиторов коррозии на основе янтарной
кислоты, имеет низкое; кислотное число и дополни¬
тельно обладает высокими деэмульгирующими свойст¬
вами.
117

3.2.2.3. ДЕАКТИВАТОРЫ МЕТАЛЛОВ
Деактиваторы металлов предотвращают коррозию меди
ц ее. сплавов (бронзы и латуни), адсорбируясь на поверх¬
ности и формируя защитный слой, а также предотвращают,
каталитическое влияние меди на процессы окисления ком¬
понентов масла..
В рецептурах турбинных масел; широко используют де¬
активаторы металлов на основе алкилтолуолалкиламино-
триазола (присадка Iren met 30 или 39 компании BASF).
Она хорошо растворима в нефтяных маслах, обладает вы¬
сокой эффективностью при низких концентрациях, прояв¬
ляет синергизм с антиоксидантами.
3.2.2.4. .НОМУ. Н.ГПГУЮЩМК ПРИСАДКИ
Деэмульгаторы облегчают отделение воды от масла,
концентрируясь на границе раздела фаз и способствуя
слиянию капель воды. В качестве деэмульгирующих при¬
садок к турбинным маслам; добавляют различные полимл-
коксилированные соединения: фенолы, полиамины, по¬
лиолы.
Широкое применение в турбинных маслах имеют де¬
эмульгаторы на основе азотсодержащего сополимера окиси
этилена с окисью пропилена (например, отечественная
присадка. Дипроксамин-157, или Д-157). Он хорошо рас¬
творяется в нефтяных маслах и не вымывается водой, за
счет чего обеспечиваются оптимальные деэмульгирующие
свойства в течение длительного периода времени.
В процессе эксплуатации присадка Д-157 расходуется
из-за слива отстоя, когда помимо воды удаляется слой еще
не разрушенной эмульсии. Проверять наличие и концен¬
трацию деэмульгатора можно по величине поверхностного
натяжения, и при необходимости, добавлять в турбинное
масло расчетное количество деэмульгатора.
Производители; турбинных масел; европейских стран ис¬
пользуют более эффективные деэмульгаторы типа Хайтек-
5257 и.тм LZ 5915, некоторые производители масел; их
также применяют в России. Чаще всего отечественные
производители турбинных масел используют готовый, па¬
кет присадок, в котором находится деэмульгатор.
118

Большинство деэмульгаторов, которые применяют в
настоящее время, являются водомаслорастворимыми. Это
означает, что в тех. случаях, когда в масло попадает много
воды, вода в накопительных емкостях отделяется и удаля¬
ется. В этих случаях часть деэмульгатора уносится1 ©: во¬
дой. Поэтому многие современные производители масел’
применяют: для своих масел: так называемые водонераство¬
римые деэмульгаторы, например Pluronic РЕ 8100, или в
комбинации с обычными деэмульгаторами.
Оптимальную концентрацию деэмульгирующей присад¬
ки в масле можно определять по ее влиянию на. поверх¬
ностное натяжение,;. Оптимальную концентрацию опре¬
деляют в точке, соответствующей перегибу' на кривых
зависимостей величины поверхностен о Натяжения от кон-
цен грации. В турбинные масла деэмульгаторы вводят в
количестве до 0,02 % масс.
3.2.2.5 ШЮТИВОПЕННЫЕ ПЙЙСАДЩ1
Образование пены в смазочных маслах, в частности в
турбинных маслах, является нежелательным явлением,, так
как негативным образом сказывается на антцокислитель-
ных и противоизносных свойствах. Для снижения пенооб¬
разования к турбинным маслам добавляют противопенные
присадки.
С появлением: в России турбин производства компаний
General Electric и Siemens требования к турбинным маслам
по пенообразованию и деаэрации ужесточились и сравня¬
лись с европейскими. Е1аиболее жесткие требования ус¬
танавливают военные спецификации США и компании
General Electric GEK 32568. ЕЕорма стойкости турбинных
масел компании General Electric к пенообразованию по
ASTM D892 для всех этапов испытаний составляет не вы¬
ше 50/0 (табл, 3.13).
Основным методом снижения ценообразования является
использование сбалансированного функционального паке¬
та присадок и антипенных присадок. Жидкость ПМС-200А
(на основе полиметилсилоксанов) - одна из самых рас¬
пространенных антипенных присадок, которая использует¬
ся при производстве российских товарных масел, содер¬
жание кремния в ней составляет 36-39 "о. На основании
119

Т а б ди д а 3.13
Нормы Европы и США к ледообразованию и деаэрации
гидравлических и турбинных масел
11 oua.i.Ti ель
Норм/
Склонность к
пенбобразова
нию по ASTM
:Ш92
British
Stand
ard
BS 489
:йш
Ж
Alstom
нты)
90117
General
Electric:
(IKK
32568Г
AFNOR
\KK 48¬
603 111.
DIN
. j 1; > 2 1.
часть 1
I этап
400/0
450/10
300/0
50 ,Ш
100/10
l.iO. 0
II этап
г»<: "О
шиш
• >0 '0
50 M
100 10
ШМ
III этап
400/0
450/10
ЗОН.- 0
50/0
100/10
l.iO, 0
Воддухоотде-
ление (деаэра¬
ция) по DIN
§1381 или
ASTM D3427
;> 1 O'
i
4
i
1 1 Г
5 I T-
‘Зависит от класса вязкости.
опыта эксплуатации, турбин и рекомендаций ОАО «ВТИ»,
использование полиметилсилоксановых присадок в тур¬
бинных маслах для паровых и газовых турбин запреща¬
ется,. так как при их применении увеличивается деаэра¬
ция масла в три раза - е 130 до 420 с при норм® не выше
180 е. " ' ‘
При производстве турбинных масел применяют не.
силиконовые противопенные. присадки, а полиметакрила¬
ты, пблиэ.тиленгликолй и другие органические полимеры.
Так, при Использований присадок компании BASF Syna-
t ivo АС АМН 2 и Viscopley 14-520 в концентрации
0,01-0,02 % масс, в турбинном масле Тп-22С получают
превосходную стойкость к пенообразованию 30 / 10 и. де¬
аэрацию 160 с при норме 180 е.:
3.2.2.6. ПРОТИВОИЗНОСНО-ПРОТИВОЗАДИРНЫЕ ПРИСАДКИ
В ряде, случаев турбинные масла имеют повышенные
требования по противоизносным и противозадирным свой¬
ствам. В качестве присадок, улучшающих эти свойства,
120

используются эфиры и соли алкйлфосфорных кислот. В
йастоящёр время широкое применение получают беззоль¬
ные антифрикционные; присадки., не содержащие в своем
составе металлы.
3.2.2.7. ШКЕТЫ ЛРИСАДРК
В отечественных турбинных маслах применяется пакет
присадок состава: 0,8-1,0 % масс., антиокислительной при¬
садки Агидол-1; 0,01-0,03 % масс, ингибитора коррозии
В-15у'Ц1; 0,01-0,07 % масс, деэмульгатора Дипроксамшн
157 и 0,01-0,05 % масс, деактиватора металла Irgamet. 39.
При концентрациях, выходящих за указанные пределы, не.
наблюдается синергетический эффект и турбинное масло
удовлетворяет требованиям по антиокислительной ста¬
бильности и времеци дезмульсации, Небольшое превыше¬
ние содержания присадки В-15 11 ведет к резкому ухуд¬
шению деэмульгирующих свойств смазочного материала.
Указанная рецептура является традиционной для турбин¬
ных масел российского производства.
Продукт компании Lanxess Additin RC 9321 - беззоль¬
ный пакет присадок для турбинных масел. При введении в
состав базовых масел II, III и IV групп в концентрации
0.3 (Mi % масс, пакет присадок Additin КС 9521 обеспечи¬
вает высокую стабильность против окисления, высокие,
деэмульгирующие, деаэрационные, антипенные, антикор¬
розионные и смазочные свойства турбинных масел. По
всем показателям турбинные масла с пакетом присадок
Additin RC 9321 удовлетворяют требованиям международ¬
ных стандартов и спецификаций производителей. Физико¬
химические показатели турбинного масла на базовом масле
III группы с пакетом присадок Additin RC 9321 приведены
в Цабл. 3.14.
В турбинных маслах компании ООО «Газпромнефть-
смазочные материалы» используют пакеты присадок про¬
изводства компании. Lubrizol. Характеристика пакетов
присадок для турбинных масел приведена в табл. 3.15.
Lubrizol 5158 - пакет для турбинных масел на базовых
маслах I группы с ингибиторами окисления и коррозии,
деэмульгатором и антипенной присадкой. При введеции. в
базовое масло пакета в концентрации 0,85 % масс, обесно-
121

Таблица 3.14
Показатели качества турбинного масла с пакетом
присадок Ad ditin RC 9321*
Показатель
Единица
измерения
Концентрация
Additin
RC 9321, % масс.
Нормативные
показатели
0,3.
0,6
Кислотное число
(ASTM D974)
мг КОИ. г
0,06
0,07
Вязкость при 10
ММ2 : 'с
35,6
35,8
TOST (ASTM
D4|p0) С)л ( :
02, Fe и ( и):
после 1000 ч
осадок;
TAN
МГ
мг КОН/г
25,0
0,07
10,8
0,07
Маке. 100
TOST (ASTM
D943) (9. i Ч',
FBO, *):>. l-'e u t и );
время TAN2 мг
КОН Щ
ч
Й7000
М2 000
SienuruiN TI.V
мин. 2 )00 ч
по TAN 2;
DIN .1.12 2
(LTG), мин.
3000 ч по T.VN2
RBOT (ASTM
D22.72.) (150 <C;
ЩО, Pi Си):
время
мин
9 л 1
1355
D1N 51512-2
(L-TG),
мин. 800
Способность воз-
духаотделения при
50 Щ (DIN 51589,
часть 1)
мин
2
3
BS 489, Brown
Boveri, DIN
маке, 5
Способность водо¬
отделения после
парообработки
ipIN 51381)
с
1 10
130
BIN 51515
макс. 300
, Д еэмуль тирующая
способность при
fPg (ASTM 1401):
эмульсия типа
«Года в нефтцу
время отделения
мл
мин
40-40-0
10
40-40-0
10
Siemens
TI.V
40-40-0
Макс. 20
122

Продолжение1: табл. 3.14
Концентрация
Additin
Показатель.
Единица
RCS9321,
% масс.
Нормативные
измерения
показатели
0,3
0,6
Пенообразование
(ASTM D1401):
BS 489
последователь-
ящш
0/0
0/0
100 0
ность I.
25
последователь¬
ность П,
iPi
мл/1
0/0
0/0
50/0
последователь¬
ность 1.И.
25::0С '
МЛ / с
ip*t
0/0
400/ft
Коррозия меди
(ASTM D130):
3 ч ' 100 °,С
Значение
la
la
GEI<
21 щ 100 Ч
Значение:
lb-2a
lb- 2 a
Макс, lb
Коррозия стали
(ASTM D665):
д истилл иров ан-
Значение
11po\o
1 l|K!VO
Проходит 0
нал вода
дит 0
дит 0
(. 1 >IV lEK)
морская вода
Значение
Прохог
1 l|K!VO
Проходит 0
дит 0
дит 0
(Siemens TI..V)
Определение изно¬
са на ЧШМ
(DIN
часть 3; ASTM
D i 172). диаметр
Westig house
пятна износа:
1 часть, 300 Н
0,50
0,48
-
Г Часть, 200 i I
0,42
0.37
Маке. 0,60
.Испытание по t;'/.(i
Alstom HT(il >
(визубльно)
DIN d 1. i.»1.
часть 2:
мин. 9
степень аварий¬
ной нагрузки
Значение
10 (0.5 %)
10
’Базовое масло III группы.
123

Т а б ди д а 3.15
Пакеты присадок для турбинных масел компании Lubrizol
Наименование
пакета
Базовое
масло
Типы турбин, уровень
качества масла
Концентра
ция пакета,
% масс.
Lubrizol 2384
II, III груп¬
пы
Высокотемпературные
паровые и газовые тур¬
бины с требованием по¬
вышенных противоиз-
носных свойств
0,6
Lubrizol 53:58
I группа
.Легко нагруженные па¬
ровые турбины
0. 1,4 1.2
Lubrizol 5260
I группа
Высокотемпературные
паровые и газовые тур
бины
0,75
Lubrizol 5800
II, III груп¬
пы
Высокотемпературные
паровые и газовые тур¬
бины с требованием по¬
вышенных противоиз-
носных свойств
0,6
Lubrizol R093LA
II группа
Высокотемпературные
паровые и газовые тур
бины
1,2
чивается требуемы^ уровень эксплуатационных показа¬
телей..
Lubrizol 5260 - пакет присадок, удовлетворяющий
требованиям к турбинным маслам для паровых и газо¬
вых турбин на основе базовых масел I группы. Турбин¬
ные масла имеют высокую антиокислительную стабиль¬
ность, требуемые: деэмульгирующие свойства и фильтруе¬
мое Г1>.
Lubrizol 5800 - многофункциональный пакет присадок
для турбинных масел на основе базовых масел II и III
групп, используемых в средне- и тяжелонагруженных вы¬
сокотемпературных газовых турбинах. В оптимальной кон¬
центрации пакет присадок обеспечивает турбинному маслу
высокую антиокислительную стабильность, смазывающую
способность, хорошую фильтруемость.
124

Lubrizol R093LA - пакет присадок к маслам для паро¬
вых, газовых и комбинированных турбин, предназначен¬
ный для базовых масел. II группы, обеспечивает хорошую
устойчивость к окислению и термическому разложению
смазочных материалов, быстрое расслаивание эмульсии
масла с водой и низкое ценообразование, не образует
осадка в процессе: эксплуатации. В турбинные масла пакет
присадок вводят в концентрации 1,2 % масс.
Компания Afton Chemical поставляет на европейский и
российский рынки различные пакеты присадок для произ¬
водства турбинных масел: Hitec-2505, Hitec-2607, I litoe-
2584. В России для производства высококачественных тур¬
бинных масел на синтетической основе и базовых маслах
III группы используют следующие два пакета присадок.
Пакет присадок Hitec-2505 применяют для производ¬
ства масел серии Mitsubishi Heavy Industry (MHI). Масла
производятся на синтетической основе и представляют со¬
бой высокоэффективные турбинные масла нового поколе¬
ния, предназначенные для использования в безредуктор¬
ных одновальных тяжелых газовых и паровых турбинах и
многовальных газовых турбинах. Турбинные; масла Mill
отвечают требованиям спецификаций компаний General
Electric и Alstom.
Пакет присадок Hitec-2584 в концентрации 0,6 % масс,
используют для производства высококачественных тур¬
бинных масел на синтетической основе' иди на базовых
маслах III группы. Обычно е этим пакетом производят ч&-
тыре типа турбинных масел: 32, 32ЕР, 46, 46ЕР (марки¬
ровка ЕР - Extreme Pressure). При производстве турбин¬
ных масел серии ЕР, кроме пакета присадок Hitec-2584, в
состав масла дополнительно вводится противоизносная
присадка I lilec-51 IT в концентрации 0,02 % масс.
Турбинные масла серии ЕР способны выдержать экс¬
тремальное давление на поверхности: зуба редуктора. При
испытании по методу FZG (ASTM D5182) стандартное
турбинное масло Тп-22С выдерживает 7-8 ступеней, а
масло Gazpromneft Turbine Oil I Synth EP-32 - 11 hiy*'
пеней. При производстве турбинных масел серин ЕР,
кроме пакета присадок Hitec-2584, дополнительно вво¬
дится противоизносная присадка Hitec-511T в количестве
0,02 % масс.
125

Широко применяют в турбинных маслах пакеты приса¬
док компанйи BASF - Irgalube 2030 А и Irgalube: 2030 С в
концентрации 0,43-0,45 % масс. Пакеты представляют со¬
бой -синергетические композиции беззольных присадок,
содержащие антиоксиданты, ингибиторы коррозии и деак¬
тиваторы металлов. Они обеспечивают хорошую защиту
турбинного оборудования и долговременную стабильность
смазочных материалов. Турбинные масла на базовой осно¬
ве I группы с пакетами присадок Irgalube 2030 А и Irga¬
lube 2030 С при проведении испытаний по ГОСТ 981 не
удовлетворяют по показателю «содержание осадка». ,Для
устранения этого недостатка в состав пакета вводят в каче¬
стве сорастворителя синтетические эфиры.
Использование современных пакетов присадок и базо¬
вых масел III и IV групп позволяет получать турбинные
Таблица,16
Антиокислительная стабильность турбинного масла
на различных базовых основах (ASTM D2272)®
Но¬
мер
пУф::
Вазовые компоненты*
'Пакеты присадок
Время до
падения
давления,
мин
1
Масло I группы
(янос) "
Российский
220-270
2
Маем II группа
fHullц:;> ‘
Российский
590
it
Масло I группы
Вен аш "
Российский + 0,2
Irganox LI.'i;>
% масс,
630
4
23 % масла I группы
(ЯНОС), ф 23 '% масла
III группы (ЯНОС)
Российский + 0,2
Irganox LI35
% масс,
760
5
Ifexbase 3060 масло III
группы (Neste Oil Cor¬
poration)
Irgalube 2030Д
(0. 13 масс.)
1690
6
РАО-б масло IV груп¬
пы (ООО «Татнефть -
НК-Ойл») '
Irgalube 2030А
(0. 13 масс.)
2700
‘Кладе вязкости турбинного
мае та 32.
126

масла с высокими антиокислительнымй: свойствами. В
табл. 3.16 приведены примеры антиокислительной ста:'
бильности турбинных масел на различных базовых осно¬
вах, содержащие отечественный пакет присадок и пакет
присадок фирмы BASF - Irgalube 2030 А.
При норме (спецификация GEK 325681 фирмы масел;
Siemens) для показателя «время падения давления»
турбинных масел для газовых турбин - не мейее 500 мин,
турбинные масла с использованием базовых масел III и
IV групп имеют значительный ресурс по этому показа¬
телю.
Компания BASF разработала пакет присадок для тур¬
бинных масел,
Irgalube 2050. В состав пакета входит композиция анти¬
окислителей (без фенил-а-нафтиламина) и антифрикцион¬
ная присадка, что позволяет получить результаты,; удовле¬
творяющие требованиям спецификаций различных произ¬
водителей турбоагрегатов. Концентрация данного пакета
присадок, вводимого в турбинное масло, меньше, чем при
использовании пакетов присадок других производителей.
Турбинные масла на основе этого пакета (табл. 3.17), в
первую очередь, имеют более высокую стабильность при
окислении (особенно при испытаний по ASTM D2272) и
Низкую склонность к образованию осадка при окислении
(по ASTM D4310).
Таблица .’.17
Физико-химические и эксплуатационные показатели турбинного масла
с пакетом присадок Irgalube 2050*
Показатель
Метод
Единица из¬
мерения
Значение
Класс вязкости
ASTM D2422
--
32
Кинематическая вязкость
при 40 °Q
ASTM D445
мм2/#
31,57
Индекс вязкости
ASTM D2422
-
132
Кислотное число
ASTM I >1)7 1
мг КС >11 г
0,033
Способность Bu.uyxooiделе¬
нии при 50ТС
ASTM D3427
МИН
3
127

Продолжение1: та б л. 3.17
Показатель
Метод
Единица из¬
мерения
Значение
Коррозия меди 3 чз?Н00 AIL#
24 ч
ASTM D130
Баллы
1 а
Коррозия стали (морская
вода)
ASTM D665:
Проходит/
не проходит
Проходит
TOST (93 °С; 02, Fe и Си):
осадок после 1000 ч
ASTM D4310
мг
7,4
TOST СЬ ' С: 11:;( >. 02, Те и
С п )
время до ТАК 2,0
ASTM Dil i:.!
ч
> 10 000
RBOT (ASTM D2272)
.0:50 Щ 175: уПа; 1Г.:0. (
и (.'и)
ASTM D22.72
мин
&ой
Испытание по FZG (визу¬
ально)
ASTM D5182
Число ава¬
рийной на¬
грузки
11
’Базовое масло Ш группы,
концентрация присадки - 0,43 % масс.
Пакеты присадок компании Lanxess, Liibrizol и BASF
были одобрены для применения в турбинных маслах, ис¬
пользуемых в турбоагрегатах основных зарубежных и
российских производителей. Ведущие зарубежные и рос¬
сийские^ производители турбинных масел в основном ис¬
пользуют практически одни и те же пакеты присадок, а
товарные масла, отличаются только базовыми основами.
Основные присадки, применяемые; в турбинных маслах,
приведены в приложении 3.
3.3. АССОРТИМЕНТ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
По данным Минэнерго России, в 2017 г. было произве¬
дено 75 000 т турбинных масел (45 000 т - для энергети¬
ческого и. 30 000 Т - для газонефтепромыслового оборудо-
128

вания), что составило около 5 % от общего производства
товарный масел. Производителями отечественных турбин¬
ных масел являются ведущие нефтяные компании, кото¬
рые выпускают базовые масла и имеют высокую культуру
производства (соответствующее оборудование, сертифици¬
рованные лаборатории, квалификацию персонала и т.п.).
Кроме присадок в состав турбинных масел могут вовле¬
каться другие синтетические: компоненты, которые произ¬
водят на специализированных предприятиях. Ассортимент
и качество выпускаемых отечественных турбинных масел:
полностью соответствуют международным' требованиям и
удовлетворяют запросам потребителей. Масли типа Тп-30
и Тп-46 по ГОСТ 9972-74 имеют отличительные особенно¬
сти, Так, Тп-30 предназначено для гидравлических турбин
и содержит противоизносную присадку ДФ-11, которую
запрещено применять в маслах для производства паровых
и газовых турбин. Масло Тп-46 предназначено для -судо¬
вых паросиловых установок с наличием гя жч лона гру жен¬
ных редукторов и механизмов.
Номенклатура и производители отечественных турбин¬
ных масел приведены в табл. 3.18.
Таблица, Л. IK
Ассортимент отечественных турбинных масел
Но¬
мер
МГИ:
Марка
Нормативная документация
Производитель
1
Тп-22Б
ТУ . !<S. H i 1 ,iH Ш 2013
ООО «PH-Смазоч¬
ные материалы»
2
Торнадо: Т32
или ТЙВ
СТО 793:4525,1-036-2009
ООО «ЛЛК-Интер¬
нешнл»
3
Тп-22С мар¬
ка 1
ТУ 38.101.821-2013
ГОСТ 9972-74
ООО ЧРН-С.мазоч-
ные материалы^,
ООО уГазпром-
нефть-смазочные,
Материалы», ООО
<?ЙЛ К-Йитернешнл»
4:
Тп-22
марка 2
ТУ 0253-066-44918199-2012
ООО «PH-Смазоч¬
ные материалы»
129

Продолжение1: табл. 3.18
Но¬
мер
Марка
Нормативная документация
Производитель
8
ТНК Турбо
32 и 46
ТУ 0233-031-44918199-2008
ООО «PH-Смазоч¬
ные материалы»
б
Rosneft Tur¬
bogear
ОЕ 32 или
ОЕ 46
СТО 44918199-073-Й016
ООО «PH-Смазоч¬
ные материалы»
Т
Rosneft Tur¬
bogear 32
ЕР или 46
ЕР
СТО 44918499-082-2017
ООО «PH-Смазоч¬
ные материалы»
8
Тп-30
ГОСТ 91)72 71
ООО «РН-Смазоч
ные материалы».
ООО «Газпром-
нефть-смазочные
материалы.»., ООО
S ЛЛ К- РТнтернешнл»
9
Тп-22 ГП
ТУ 02..,3 160 31.1239 111 2о 1 1
ООО «Газпром-
нефть-смазочные
материалы»
10
Gazpromneft
Turbine < )il
I- Synth-32,
46 '
СТО 84035624-196-2015
ООО «Газпром-
нефть-смазочные
материалы»
11
Tn-32P
ТУ 025|-001-85 62 2 387-2 008
ООО «Новые тех¬
нологии»
3.3.1. ТУРБИННЫЕ МАСЛА ДЛЯ ПАРОВЫХ И ГАЗОВЫХ
ТУРБИН, ГПА СО С1АЦНОНАРНЫМ ГА301У РКНННЫМ
ПРИВОДОМ
Турбинные масла класса вязкости ISO VG 32
(ИСО 3448:1992) предназначены для применения в теп¬
ломеханическом оборудовании ТЭС и АЭС» Турбинные
масла класса вязкости 32 используются в системах смазки
130

подшипников, в системах регулирования, уплотнения вала
генератора.,, гидроподъема ротора турбоагрегатов, м также
в качестве смазочной, гидравлической жидкости и уплот¬
няющей среды в насосном, компрессорном и вспомога¬
тельном: оборудовании.
На российских энергетических предприятиях для обес¬
печения работы ‘турбин тепловых электростанций исполь¬
зуются преимущественно турбинные,'масла марок Тп-22С и
Тп-22Б. ^
Масло Тп-22С (ТУ 38.101821-83) производят из серни¬
стых парафинистых нефтей с применением технологии
очистки селективными растворителями. Данное масло со¬
держит присадки,, улучшающие антиокислительные, анти¬
коррозионный и дёзмульгируюгцие свойства.. Предназначь'
но для высокооборотных паровых турбин, а также центро¬
бежных и турбокомпрессоров в тех случаях, когда вяз¬
кость масла обеспечивает необходимые: противоизносные
свойства. Тп-22С является наиболее распространенным:
турбинным маслом.
Масло Тп-22Б (ТУ 38.401-58-48-92) выпускают на базе
парафинистых нефтей, е применением технологии очистки
селективными: растворителями. Содержит присадки., улуч¬
шающие антиокислительные, антикоррозионные и деэмуль¬
гирующие свойства., По сравнению с Тп-22С, турбинное
масло Тп-22Б обладает улучшенными антиокислительными
свойствами, большим сроком службы, меньшой склонно¬
стью к осадкообразованию при работе в оборудовании. Не
имеет заменителей среди отечественных сортов турбинных
масел при применении в турбокомпрессорах, в производ¬
стве аммиака.
Композиция пргщадок для масел Тп-22С и Тп-.2.2Б
состоит из, ингибитора, окисления Агидол-1 (не ме¬
нее 0,8 % масс.), ингибитора коррозии В-15/41 (не ме¬
нее 0,02 % масс.), деэмульгатора Д-157 (не менее
0,02 % масс.) и деактивирующей присадки Irgamet 30 (39)
(не менее 0,02 % масс.).
Развитие тепловой энергетики диктует требования к
увеличению КПД турбин (до 50-60 %) и повышению теп¬
ловых параметров работы оборудования. При повышении
температуры горения в газовой турбине на 55 42 увелпчп-
вается ее мощность с приростом' КПД на 2-4 %. Данный
131

факт обусловливает применение современных турбинных
масел, способных работать в более жестких условиях. В
связи с этим созданы отечественные турбинные масла с
классами вязкости: 32 и 46, удовлетворяющие современным;
требованиям основных производителей турбоагрегатов.
Так, ОАО «ВНИИ НИ» и ОАО «НК -«Башнефть» раз¬
работали новое турбинное масло Тп-22Б, которое отвечает
требованиям современной теплоэнергетики. Модернизиро¬
ванное масло Тп-22Б имеет высокие показатели стабиль¬
ности против окисления: не образует осадка до 2000 ч
окисления и выдерживает не менее. 5000 ч окисления
до начала роста кислотного числа. Спецификация ISO
8068:2006 на смазочные масла для турбин предусматрива¬
ет, чтобы масла паровых и газовых турбин при испытании
по методу ASTM D943 не давали сильного роста кислот¬
ного числа (выше 2,0 мг К( )l I г) за 3500 ч и: не образо¬
вывали осадка до 1000 ч окисления. Типичным показате¬
лем: этого масла является значеций времени 7000-8000 ч до
увеличения кислотного числа до 2 мг КОИ ■ т.
ОАО «ВНИИ НИ» и ООО «Газпромнефть-смазочные
материалы» разработали масло Тп-22СУ е индукционным
периодом окисления по ASTM D943 около 4000 ч.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» модернизировало состав
турбинного .масла Тп-22С, разработав турбинное масло
Тп-22С-ГП, что позволило повысить надежность эксплуа¬
тации ГПА и избежать нештатных ситуаций, возникающих
по причине низкого качества масла.
Основные физико-химические и эксплуатационные по¬
казатели турбинных масел Тп-22Б, Тп-22СУ и Тп-22С-ГП
приведены в табл. 3.19.
В РГУ нефти: и газа (НИУ) имени И.М. Губкина на ба¬
зе; турбинного масла марки Тп-22С создано ингибирован¬
ное масло Тп-32Р,:. содержащее композицию присадок, с
улучшенными антиокислительными, защитными п де.эмуль-
гирующими свойствами; Масло эффективно .защищает от
сероводородной коррозии маслосистемы компрессоров, а
образующийся газомасляный туман предотвращает корро¬
зию внутренней поверхности газопроводов на расстоянии в
несколько километров. Турбинное масло Тп-32Р содержит
в своем составе ингибитор сероводородной коррозии на
основе производных диэтаноламина, который в оптималь-
132

Таблица 3.19
Физико-химические и эксплуатационные показатели турбинных масел класса вязкости 32 по ISO 8068:2006
Показатель
Метл иены га
НИИ
Ти 22С.
марка 1
Тп-22СУ
ТП-22Б
ТН-22С-ГП
ТУ 38.101821-2013
ТУ 38.401-58-48-2013
ТУ 0253-160-3.1323949-2014
Кинематическая вяз¬
кость, м*1-v с;
при 40
при 50 ■'■■(>
ГОСТ 33
28,8-35,2
20,0-22,0
Ицдекс вязкости, не
менее
ТОСТ 25371
9;.
100
-
Кислотное число,,
мг КОП г
ГОСТ 11362
О
о
4^
О
о
■о
0,04-0,07
Не более 0,1
Стабильность против
окисления, не более;
массовая доля
осадка, %
кислотное число
окисленного масла,
мг КОН /г
летучие кислоты,
мг КПП . г
ГОСТ 981
0,01
O.lo
0,15
0,01
0. Щ
0,15
-
Время деамульсации,
<: не более
ГОСТ 12068
180
180
-
со
со

и- Продолжение табл. 3.19
Йоказатель
Метод испыта¬
НИИ
Тп-22С,
марка 1
Тп-22СУ
ТП-22Б
ТН-22С-ГП
ТУ 38.101821-2013
ТУ 38.401-58-48-2013
ТУ 0253-160-31323949-2014
Антикоррозионные
свойства
ГОСТ 19199
Отсутствие коррозии
Температура вспыш
ки в открытом тигле,
-;С, не ниже
ГОСТ 4333
186
185
200
Температура .sacты
вания, еС, не вглше
ГОСТ 20287
(метод Б)
-щ
-щ
-1.5
Массовая доля серы,
не более
ГОСТ Р 51947
0,5
0,45
0,4:5
Массовая доля меха¬
нических примесей,
Щ не более
ГОСТ 6370
0,005
Отсутствие
Цвет, ед. 11.1 ГГ. не
более
ТОСТ 2.0284
1,5
1,5
—
Массовая доля воды,
§|| не более
ТОСТ 2477
Отсутствие
Концентрация фенола
в базовом масле,
мг/дм3, не более
ГОСТ 1057
20

Плотность при
га Г'С, кг/ м3, не бо-
ГОСТ Р 51069
903
-
903
лее
ОйШлитвльнШ характеристики ингибированных масел
Осадок после окис¬
ления, не более:
1000 ч
2000 ч
ASTM D943
или 1S()4263
0,005
0,005
0,005:
-
Кислотное число по¬
сле окисления, мг
Ю )l 1 / г. не более:
2000 ч
3500 ч
|000 ч
2
2
2
Время деэмульсации,
мин, не более
ISO 6614 или
ASTM I > 1401
-
15
i
-
Время выделения
воздуха при 50 °С,
мин, не более
ISO 9120
5
1
Образование пены
(тенденция/Стой
кость), мж/'мл, не
более*
последовательность
i при 24 йС
Astm i ).н:)2
-
450,/f
450/Ю
-
со
C/l

63 Продолжение табл. 3.19
Йоказатель
Метод испыта¬
НИИ
Тп-22С,
марка 1
Тп-22СУ
ТП-22Б
ТИ-22С-ГП
ТУ 38.101821-2013
ТУ 38.401-58-48-2013
ТУ 0253-160-31323949-2014
последовательность
2 при 93 °С
-
50-;/0
:.о 0
50/0
последовательность
3 при 24 °С после
450; 0
450,Р®
400/0
испытания при
93 °С
Испаряемость в ча¬
шечках при 175; “С в
течение Зч:
ГОСТ 20354
потеря от испаряе¬
мости, %
Не более 5,0
Эксплуатационные
■СТО Газпром
свойства при
186 РС в течение 3 ч,
не более:
2-2.4-134
содержание осадка,
-
0,05
растворимого в
изооктане, %
содержание про¬
дуктов окисления,
C>c=0i отн. ед.
4,0
Структурный Коэф¬
фициент р
1,4

137
фактор нестабиль¬
ности F% отн. ед.
6,0
Трибологические ха¬
рактеристики на
Ч1П.М трения, при
20 о '
ГОСТ 9490
Марь: а 1
Марка 2
критическая на¬
грузка j PKj Н3 не
416
490
менее
диаметр пятна из¬
носа при нагрузке
196 Н (20 кгс), Ди,
мм3 не более
0,8
0,5
Примечание, Испытания стабильности по ГОСТ 981 для различных марок проводят при 150 расходе
киедорода 50 мл мин и длительности окисления для Тп-22С - 16 ч, Тп-22СУ - 18 ч,
Тп-22Б - 24 ч.

ной концентрации 0,05-0,10 % масс, снижает скорость
коррозии стали в турбинном масле: в 5-7 раз. Время до-
эмульсации для масла Тп-22С составляет 120 о, а для мас¬
ла Тп-32Р - сокращается до 40 с. то есть в три раза. При¬
менение турбинного масла Тп-32Р позволяет снизить вы¬
бросы Сероводорода в окружающую среду, количество от¬
работанного масла, уменьшить расходы на ремонт ГПА и
закупку свежего турбинного масла.
Отечественные производители, увеличивают выпуск
турбинных масел; ж использованием; синтетических компо¬
нентов.
ООО «Гарпромнефть-смазочные материалы» начало
производство серии: синтетических -Турбинных масел
Gazpromneft Turbine Oil F Syntb, предназначенных для
смазывания газовых турбин и парогазовых установок, с
высокой стойкостью к окислению и, соответственно, е уве¬
личенным интервалом замены масла (TOST > 10 000 ч и
PRVOT около 1400 мин).
ООО «РЕЕС-мазочные материалы» выпускает турбин¬
ные масла серий Rosneft Ttirbogear ОЕ 32 и 46 п Rosneft
Turbogear 32 ЕР и 46 ЕР на основе синтетических масел,
которые рекомендованы для применения в паровых и га¬
зовых турбинах. Они имеют высокие антиокислительные
свойства (по TOST до 6000 ч и стабильностью против
окисления по RPVOT до 800 мин). В состав турбинных
масел серий Gazpromneft Turbine Oil F Synth ЕР и Ros¬
neft Turbogear ЕР входят беззольные антифрикционные
присадки.
Турбинные масла Gazpromneft- Turbine Oil F Synth EP
ц Rosneft Turbogear ЕР прошли испытания по специфика¬
циям Siemens TLV 90135, General Electric GEK 107395A,
General Electric GEK, Solar Turbines ES 9-224 и получили
одобрение на применение в турбоагрегатах этих произво¬
дителей.
В ООО «ЛЛ К-Интернешнл» разработали серию тур¬
бинных масел под торговой маркой Лукойл Торнадо Т на
основе синтетических масел;: и беззольного пакета приса¬
док, соответствующие классам вязкости ISO VG 32 и 46.
Масла Лукойл Торнадо Т 32 и Лукойл Торнадо Т 46 удо¬
влетворяют современным требованиям к маслам для паро¬
вых и газовых турбин как с редукторами, так и без них.
138

Турбинные масла Лукойл Торнадо Т почти в два раза
превосходят требования стандарта DIN 51515 (часть 2)
по стойкости к окислению (по TOST до 6000 ч) и вы¬
держивают большее число циклов нагрузки: (тест FZG
ISO 14635-1) - 11, ■чем: предусмотренные требованиями спе¬
цификаций компании Siemens и Matt, Turbo. Масла Лу¬
койл: Торнадо Т полностью совместимы с -турбинными
маслами марок Тп-30 и Тп-22С.
Масла Лукойл Торнадо М 32 и М 46 на основе нефтя¬
ных масел II группы с индексом вязкости больше, чем в
парогазовых турбинах импортного и отечественного про¬
изводства, в том числе оборудованных редукторами и
мультипликаторами. Кроме того, возможно их применение
в турбокомпрессорах, Легко нагруженных редукторах и в
другом оборудовании; согласно рекомендациям производи¬
теля. Масла серии Лукойл Торнадо М обладают более вы¬
сокими эксплуатационными показателями (стабильность к
окислению по TOST свыше 5000 ч), чем турбинные масла
на базовых нефтяных маслах I группы. Масла серии: Лу-:
койл Торнадо рекомендованы к применению в .шергешче-
ском оборудовании вместо турбинных масел марок Тп-22С
и Тп-30, выпускаемых по ГОСТ, ТУ, а также аналогов
импортного производства.
3.3.2. ТУРБИННЫЕ МАСЛА ДЛИ ГЭС
На ГЭС турбинные масла применяют для смазки
подшипников и коробок передач на главном и вспомога¬
тельном; оборудовании,, а также средств регулирования
и: управления. При выборе смазочных материалов сле¬
дует учитывать специфические условия эксплуатации
на гидростанциях. В связи: § тем., что (Лсутствуют установ¬
ленные стандарты на масла для гидротурбин, основные
требования к ним совпадают со спецификациями на общие,
турбинные масла. Вязкость масел для гидротурбин за¬
висит от типа и конструкции турбины, а также от рабо¬
чей температуры и может находиться в пределах от 46 до
460 мм- /с (при 40 °С). Для таких турбин приметают
смазочные масла и масла для системы управления типа
TD и LTD по DIN 51 515. В большинстве случаев одно
139

и то же масло может, применяться для смазки подшип¬
ников, коробок передач и систем; управления. Обычно
вязкость таких турбинных масел и масел для подшип¬
ников находится в пределах от 68' до 100 мм-'/'е:. При
запуске турбин температура масел, используемых в систе¬
мах управления, не должна опускаться ниже 5 °С,. а
температура масел для смазки подшипников не должна
быть ниже 10 °С. Если оборудование находится в холод¬
ных окружающих условиях, рекомендуется установка
подогревателей масла. Масла для гидротурбин не испы¬
тывают сильных термических нагрузок. В связи с этим'
срок службы турбинных гзасел довольно велик. Е1а гидро¬
электростанциях интервалы отбора масел для анализа мо¬
гут быть соответственно удлинены. Особенное внимание
следует обращать на уплотнение контуров циркуляции
турбинных смазочных масел для исключения попадания
воды в систему.
За; последние 20 лет в России значительно возрос¬
ла доля энергетического оборудования, в том числе
и оборудования гидроэлектростанций, функционирую¬
щего за пределами нормативного срока эксплуатации.
В 2011 г. Советом директоров компании: Г1АО «РусГидро»
была одобрена программа комплексной модернизации
генерирующих объектов, рассчитанная на период до
2025 г. ' ’ ‘
В рамках дайной программы планируется заметив
154 турбины, что составляет 55 % от общего парка турбин
компании. С начала реализации программы на гидро¬
станциях ПАО «РусГидро» заменено и модернизировано
84 турбины. В современных турбинах, которые работают в
более жестких условиях эксплуатации по сравнению со
старыми агрегатами, должны использоваться турбинные
масла с более высокими характеристиками по антиокисли¬
тельной стабильности, деэмульгирующим, деаэрационным;
свойствам, и для них должны дополнительно определять
показатели фильтруемости и класса промышленной чисто¬
ты. Удовлетворить Эти требования к турбинным маслам
возможно только за счет применения в их составе совре¬
менных базовых основ, а также эффективных пакетов
присадок.

3.3.3. ОГНЕСТОЙКИЕ МАСЛА
Пожары, связанные с самовозгоранием нефтяных тур¬
бинных масел, возникающие ил-.ia неисправностей техно¬
логического оборудования на ТЭЦ и АЭС;, приводят к
значительным материальным потерям.
В ОАО «ВТИ» на основе триарилфосфатов были со¬
зданы синтетические огнестойкие масла типа ОМТИ (ог¬
нестойкое масло теплотехнического института). Эти масла
по основным эксплуатационным свойствам близки к тур¬
бинным маслам на нефтяной основе, но обладают значи¬
тельно более высокой температурой самовоспламенения
(выше 700 °С), не передают пламя по струе масла, взры¬
вобезопасны, устойчивы к воздействию кислорода и воды.
Огнестойкие масла типа ОМТИ представляют собой
смесь фосфатных эфиров с преобладающим содержанием
триксилейилфосфатов, получаемых в результате взаимо¬
действия ксиленольной фракции с трехокисью фосфора
ЗАгОН + POOL; = (АгО-)3Р = О + ЗНС1.
Качество продукта определяется составом исходной
ксиленольной фракции., в которой до лжей преобладать
(60-75 %) 3,5-ксиленол (3,5-диметилфенол). Огнестойкие
масла имеют теплоту1-сгорания примерно на 30 % ниже,
чем нефтяные: и обеспечивают более эффективную защиту
от возгорания. Эфиры фосфорной кислоты не могут, само¬
возгораться, и огнестойкие масла после Ликвидации очага
возгорания гаснут сами. Температура самовоспламенения
эфиров намного выше, чем у нефтяных продуктов. Соче¬
тание таких качеств обеспечивает эффективную защиту от
возгорания в случае попадания масла из маслопровода на
горячую поверхность турбины. К огнестойким свойствам
ОМТИ относятся: способность тушения возникшего пла¬
мени газообразными продуктами его термораспада, и не¬
распространение пламени по его струе. Масла типа ОМТИ
относятся к классу взрывобезопасных веществ. При попа¬
дании больших, количеств масла на горячие поверхности
энергетического оборудования происходит сильное дымле¬
ние, вызванное образованием продуктов термораспада
масла.
141

Огнестойкие масла должны иметь следующие характе¬
ристики: температуру застывания н& выше; -17 время
деаэрации не более 120 с. В отличие от нефтяных турбин¬
ных масел, ОМТИ имеет значительно более высокие тем¬
пературы самовоспламенения на воздухе (720 :;(• против
370 °С) и вспышки (230-240 ЙС против 180 °С). Темпера¬
тура в процессе эксплуатации ОМТИ не должна превы¬
шать 100 °С. При длительном воздействии болей высоких
температур (150 °С и выше) начинается частичный распад
масла с образованием продуктов полимеризации, попада¬
ние: которых в систему регулирования может приводить к
неполадкам контрольно-измерительной аппаратуры. Мас¬
лопроводы с ОМТИ следует располагать не ближе 100 мм
от теплоизоляции горячих поверхностей. Плотность
ОМТИ на 30-35 % больше, чем нефтяного масла, поэтому
давления, развиваемые центробежными маслонасосами: в
случае применения ОМТИ, выше.
Динамическая вязкость ОМТИ на 30 % выше, чем:
нефтяного масла В при необходимости: Сохранения в
работающих на ОМТИ подшипниках скольжения тех
же условий гидродинамики,, что и при работе: на нефтя¬
ном; масле, температуру ОМТИ в маслосистеме сле¬
дует поддерживать на 5 °С выше предписанной для
нефтяного масла. По степени опасности (токсичности)
ОМТИ относится к 3 классу, как и нефтяное масло (ма-
лотоксичнью соединения, ГОСТ 12.1.007). Предельно
допустимая концентрация аэрозолей (ПДК) в возду¬
хе рабочих помещений для ОМТИ равна 5 мщгм3
(ГОСТ 12.1.005) и находится на уровне ПДК минерально¬
го масла (5 зЯЛг),
В табл, 3.20 приведены типичные показатели огнестой¬
кого масла типа ОМТИ.
В России из-за отсутствия сырья огнестойкое; масло
ОМТИ не выпускают. До 2017 г. для отечественных энер¬
гетических предприятий поставляли импортные аналоги
ОМТИ - огнестойкие масла; Реолюбе-ОМТИ (компании
Lanxess) и JPyrquel-L (компании ICL Industrial Products).
Оба огнестойких масла Реолюбе-ОМТИ и Fyrquel-L со¬
стоят из триксиленилфосфатов, однако огнестойкое; масло
ОМТИ имело более высокие эксплуатационные характе¬
ристики.
142

Таблица 3.20
Нормативные требования к товарным огнестойким маслам
типа 0МТИ*
Наименование
Значения
показателей
Примечания
Внешний вид
Прозрачная, однород¬
ная, маслянистая жид¬
кость
В соответствии с ме¬
тодикой испытаний***
■Оптическая плотность,
не более
0,500
В соответствии с ме¬
тодикой испытаний***
Вязкость кинематиче¬
ская при 50 -“Ш,
мм2/ с, не менее
23,0
(17,0)”
ГОСТ' 33
Плотность при 20 й5Й,
esfp®
ИЗО ИЗО
з§11*1390)-
гост з:.мо
Температура вспышки
в открытом тигле, -“Ш,
не менее
240
(230)”
гоп: 1333.
Кислотное число, мг
К()IГ .'г, не менее
0,04
В соответствии с ме¬
тодикой испытаний***
Реакция водной вы
тяжки из продукта, pH
6,0-8,0
В соответствии с ме¬
тодикой испытаний***
Кладе промышленной
чистоты, не более
И
ГСП Л 17216, (при
Дожения В и За
ГОСТ 17216)
Время деаэрации, с,
не более
120
В соответствии с ме¬
тодикой испытаний***
Содержание воды
Отсутствие
(менее 0.0.3
ГОП 2177.
(ГОСТ 24614)
"Масла Реолюбе-OMTIT и Реолюбе-ОМТИ-32 производятся по
российской, лицензии американской компанией LGCC на ее предприя¬
тии, находящемся в г. Манчестер (Англия), и являются аналогами:
масел ОМТИ' и OMTII 2 '
’"Показатели относятся к Реолюбе-ОМТИ-32.
*”В соответствии с методикой испытания по СТО 70 238
424.27.100.052-2009.
143

В ООО «PH-Смазочные материалы» на основе отече¬
ственного сырья создано огнестойкое маслю марки Rosneft
Gidrotee Fire Safe HFDR 32 (CTO 44918199-124-2018).
По всем физико-химическим характеристикам масло Ros¬
neft Gidrotee. Fite Safe FIFDR 32 полностью соответствует
показа гелям масла ОМТИ.
Огнестойкие масла эксплуатируются более чем в
150 сне гемах регулирования турбоагрегатов мощностью от
200 до 1200 МВт на ТЭС и АЭС России, стран Cl 11’ и
дальнего зарубежья, а также в системах смазки пяти тур¬
боагрегатов мощностью 800 МВт на. ТЭС и четырех -
мощностью 1000 МВт на АЭС.
3.3.4. ТУРБИННЫЕ МАСЛА ДЛЯГПА
С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ А ВИАЦИОШЮГО
II СУДОВОГО ТИПОВ
Для перекачки природного газа, широко используются
ГПА центробежного типа, имеющие в качестве привода
авиационные газотурбинные двигатели различных кон¬
струкций. В настоящее, время в ПАО «Газпром» эксплуа¬
тируется около 4000 газотурбинных двигателей,, использу¬
емых в качестве приводов ГПА, при этом более 60 % из
йих приходится на ГТД авиационного й судового типов.
Таблица .’.21
Классификационные группы масел: для ГТД
Показатель
Группа масел
1
ш
III
IV
V
Максимальная рабочая температура
масла, ТС:
на выходе из двигателя
150
200
250
300
350-400
в тонком слое на стенках полостей
250
300
350
400
Термоокислительная Стабильность
масла в обьбме по ГОСТ 23797* при
температуре , “С
150
200
250
300
350
*100 мл маслау 170 мйАвоздуха, пластинка -
ШХ-15, АК-4, М2, 50 ч. '
катализаторы;
144

Таблица 3.22
Соответствие смазочных масел для ГПА классификации
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Группа, класс
Марка масел
Нормативная документация
Группа 1. класс А
VK КII
МС-8ГП
СГТ
О® ,38.0116.1 7 К
ТУ 0258-003-40065452-97
ГОСТ 10289-79
Группа I.j класс Б
Тлг22С
ТУ 38.101821-2001
.Группа Г, класс В
Тп-32Р
Л'У 02.i.") 1)01 cS.ili22.l87 200,S
Груйда II, класс А
Петрим
Лукойл XI ГК 8ГП
ТУ 38.401^8-245-99
СТО 79345254-044-2012
.Группа I I. класс Б
ВНЙИ НМ .Л! 1 КБ
ЙОСа#13076-86
Группа III, класс А
ИПМ-10
Газпромнефть
НИМ 12Г11
ТУ 38.1011299-2006
Щ0 84035624-087-2012
Группа III, класс Б
ВНИИ НП 50-1-4У
ТУ 38.401-58-12-91
В руководящем техническом материале для масел
для ГТД РТМ 1570-76 приведена классификация масел
(табл. 3 21), основанной на температуре масла йа. выходе
из двигателя, связанной с его термоокислительной, ста¬
бильностью.
В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была предложена клас¬
сификация смазочных масел для ГПА, в которой в зави¬
симости от уровня теплонапряженносТи масла поделены на
три основные группы. В каждой группе установлены клас¬
сы турбинных масел, которые отличаются по величине ки¬
нематической: вязкости,, компонентному1 составу или дру¬
гому специфическому показателю (табл. 3.22-3.25).
Таблица J.2.I
Нормативные требования к маслам I группы
Показатель
Класс, А
Класс Б Класс В
Вязкость кинематическая при лО 5©,,
мм2 /с
8,0-$, 6
20,0 21.0
Вязкость кинематическая при 40 Я<§,
мм2/%:
-
28,8-35,2
145

Продолжение1: табл. 3.23
Нормативные требования к маслам I группы
Показатель
Класд-А
Класс В
Класс В
Температура Застывания, Щ. не выше
-40
-15
Температура вспышки в закрытом тигле
(ТЭТ),/открытом тигле (ТОТ). it5C, не
ниже
150
(ТЭТ)
200 (ТОТ)
Кислотное числа, мг К< )l 1 . г. не более
0
1
ш
Трибологические характеристики:
критическая нагрузка.), Рк, Н, не менее,
показатель износа при нагрузке 196 Н,
Ли мм. не более
490
0,|
416
0,8
490
0,5
Склонность к ценообразованию. Объем
пены после Sшин продувкя/ТО мин от¬
стаивания,. мл, не более:
при 24 + 0,5
при 93,.3 :± 0,3 °С
при 24 + О.а (повторно)
400/0
50/0
лой/Ш.
Таб лица 5.21
Нормативные требования к маслам II группы
Показатель
Класс А
Класс Б
Вязкость кинематическая при lOOPiS мм2/й
3,0-
5,5/
Температура Застывания, Щ. не выше
-40
Температура вспышки в открытом тигле, 43, не
iff
204
ниже
Кислотное чибдо, мг КОН/г, не более
0,1
0,2
Трибологические характеристики:
критическая нагрузка, Рк, Н, не менее
319
79.1
показатель износа при нагрузке 196 TI. Ди,
мм, не более
0,45
0,45
Склонность к ценообразованию.. Объем пены
после 5 мин прмдушсн/Ю мин отстаивания, м/,
не более:
при 24 + 0,5 (.
400/0
при 93,1 : 0,5 !?С
50/,0
при 24 + 0,') (. (повторно)
400/0
146

Ta6.iида 3.25
Нормативные требования к маслам III группы
Показатель
Класс А,
Класс В
Класе: В
Вязкость кинематическая при 100 it5C,
мм?у%
3,0-
ш
4,9-5,4
Температура .sac п.шаииа, ■$& не выше
-40
Температуру лспышки в открытом тиг-
204
246
.•те. »С, не ниже
Кислотное чиЩго, мг КОН/г, не более
0,1
0,25
1,0
Трибологические характеристики:
критическая нагрузка, Рк, Н, не менее
675
784
показатель износа при нагрузке 196 Н,
0,45
0,5
Ли. ЦЦ; не более
СкДбнноСтБ к пенообразованию.
Объем пены после Ц мин и|■<кчу нкп'
10 мин отстаивания, мл, не более:
при 24 + О...» Tig.
400/0
25 Л)
при 93,5 ±50,5 с,С
50>Щ
2:., 0
при 24 + О Д °С |:повторно)
400/0
25у®
В основном в системах смазки ГПА с приводами авиа¬
ционного и су, 1,01’.о го типов используют смазочное масло
МС-8П. Масло производится на основе базовой нефтяной
основы М( -8 с добавлением комплекса, высокоэффектив¬
ных присадок и применяется в ГТД дозвуковых и сверх¬
звуковых самолетов, у которых температура, масла, на
выходе из двигателя не превышает 150 °!С. Использова¬
ние масла М0-8П в маслосистемах ГПА среднего уров¬
ня теплонапряженности обеспечивает удовлетворительный
уровень эксплуатационных свойств. Применение масла
МС-8П сокращается с выводом из эксплуатации устарев¬
ших авиационных ГТД. В качестве альтернативы предла¬
гается использовать специализированные масла для ГПА
МС-8ГП и масло для судовых газовых турбин (СГТ).
В ООО <<ЛЛК-Интернешнл» разработали; новое масло
марки МС-8ГП, которое имеет преимущество по реологи¬
ческим характеристикам:: во всем диапазоне температур
по сравнению с маслом-аналогом МС-8П. Масло МС-8ГП
не изменило своего кислотного числа после 3000 ч работы
147

в ГПА. Однако кинематическая вязкость после первых
2000 ч работы увеличилась на б %, но далей практически
не менялась.
Модернизированное смазочное масло СГТ производства
ООО «ЛЛ К-Интернешнл» существенно превосходит мас¬
ла-аналоги по эксплуатационным Характеристикам. Напри¬
мер, фактор нестабильности, характеризующий скорость
окисления масла и изменения его физико-химических
свойств, в два раза ниже по сравнению с маслом МС-8П.
Масло СГТ после 1000 ч эксплуатации; в ГПА практически
не изменило своих физико-химических и эксплуатацион¬
ных показателей.
Лукойл Торнадо GT - высококачественное турбинное
масло, в состав которого входит синтетическое базовое
масло с высокой окислительной стабильностью и специ¬
ально подобранным импортным пакетом; присадок. Масло
предназначено для эксплуатации в системах; смазки двига¬
телей газотурбинных установок, используемых в камсе г вс
приводов ГПА, генераторов электростанций и других
энергетических установок. Рекомендовано для замены та¬
ких масел, как МС-8П и СГТ. Высокая окислительная
стабильность базового синтетического масла позволяет в
два раза увеличить интервал замены масла (по отношению
к маслам МС-8П и СГТ). Низкотемпературные свойства
масла обеспечивают работу оборудования до -40 °С (вяз¬
кость кинематическая при -40 °С не более 4500 мм - у С).
Масло Лукойл Торнадо GT имеет пониженный расход на
угар по сравнению с аналогами.
В маслосистеие ГПА также применяется масло Петрим,
которое производится из смесевого базового компонента,
содержащего в своем Составе 70-80 % ПАОМ и 20-30 %
Нефтяного веретейного масла АУ для снижения Стоимости
товарного масла. Но использование нефтяного компонента
ухудшает термоокислительную стабильность масла Пет¬
рим, что способствует образованию высокотемпературных
отложений в виде кокса и шлама на горячих металличе¬
ских поверхностях ГТД.
Для современных теплонапряженных ГТД ООО «Газ¬
пром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпромнефть-емазочные ма¬
териалы» разработали новое масло Газпромнефть ИПМ-
12ГП на основе. ПАОМ с высокой термоокислительной;
148

стабильностью (до 200 °С) и низкой: склонностью к обра¬
зованию высокотемпературных отложений (в три раза
меньше, чем у масла Петрим). Масло ИПМ-12ГП не вы¬
зывает коррозии конструкционных материалов и сплавов и
набухания резины.
На базе сложных эфиров многоатомных спиртов произ^
водятся такие масла, как Б-ЗВ, ЛЗ-240, АСМО-200. На
обнове диэфиров производят масла ВНИИНП 50-1-4Ф,
ВНИИНП 50-1-4У. Синтетические масла ВАСМО-225 и
ПТ С-225 в настоящее время не производятся. Для отече¬
ственных авиационных ГТД в основном используются
масла I (до 150 °С) и II (до 200 °С) поколений. За рубе¬
жом массовую Эксплуатацию техники осуществляют на
маслах III поколения (до 225 ::С).
Ассортимент производимых в России масел для ГТД не
позволяет в полном объеме удовлетворить потребности со¬
временного оборудования. Российские компании вынужде¬
ны закупать смазочные материалы за рубежом.
3,3.5. АС СОРТИМЕНТ ИМПОРТНЫХ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
Рост энергетических мощностей генерирующих компа¬
ний России происходит за счет ввода в эксплуатацию га¬
зотурбинных и парогазовых установок!, которые произве¬
дены зарубежными машиностроительными компаниями. В
системах смазки Этих установок, как правило, использу¬
ются смазочные масла импортного производства. К тако¬
вым относятся:
- турбинное масло Statoii TurbWay GT 46, созданное
на основе синтетических базовых масел. Данное масло
применяется в турбинах, работающих при высоких темпе¬
ратурах. Statoii TurbWay GT 46 выдерживает перегревы,
когда температуры достигают 300-350 °С. Турбинное мас¬
ло характеризуется быстрым отделением воздуха, что
предотвращает кавитацию и износ в турбине, обладает
также хорошей термоокислительной стабильностью, обес¬
печивает длительную службу масла. TurbWay GT 46 при¬
меняется в современных паровых и газовых турбинах с
очень высокими рабочими температурами, в системах с
комбинированными паровыми и. газовыми турбинами,
149

например, в вазовых турбинах fg комбинированным цик¬
лом;, в судовых турбинах и для смазывания турбокомпрес¬
соров на. морских платформах;
- турбинное масло Mobil DTE 732 разработано для
применения в си с гемах, использующих паровые и газовые
турбины. Композиция присадок, состоящая из антиокси¬
дантов, ингибиторов коррозии и ржавления и антипенных
присадок, предотвращает коррозию деталей систем сказки,
что сокращает необходимость в ремонте и продлевает срок
службы аппарата. Масло Mobil DTE 732 проявляет высо¬
кую деэмульгирующую способность и антипенные харак¬
теристики, которые обеспечивают надежность работы тур¬
бины;
- турбинное маело семейства Shell Turbo Oil GT 32
производится из высококачественных, прошедших гид¬
рообработку1 базовых масел с композицией безцинко-
вых присадок, что обеспечивает высокую окислитель¬
ную стабильность, защиту от ржавления и коррозии, низ¬
кую склонность к вспениванию и высокие дезмулып-
рующие свойства. Масло Shell Turbo GT 32 используется
в качестве смазочного масла для подшипников главного
вала и зубчатых колес редук гора. а также как рабочая
жидкость в системе управления современных газовых тур¬
бин.
Серия турбинных масел: Total Preslia состоит из масел
класса вязкости 32, 46, 68 и 100 на основе нефтяных1, и
синтетических масел.
Total Preslia GT 32 предназначено для смазывания
механизмов турбин, работающих в условиях высоких тем¬
ператур (подшипников, редукторов), для контроля и ре¬
гулирования контуров паровых и газовых турбин. Благо¬
даря высокоочищенному базовому сырью и специальному
сбалансированному пакету присадок, масло Total Preslia
GT 32 обладает высокой термической стабильностью и от¬
личными противоизносными свойствами.
Для авиационных турбин разработано сии пли чес-
гое масло Total Preslia SE JE g высоким индексом вязко¬
сти (135), низкой температурой застывания (ниже -60 °С),
высокой окислительной стабильностью и антикоррозион¬
ными свойствами*. а также низкой склонностью к пенооб¬
разованию. В табл. 3.26 представлены физико-химические
150

Ta6.i и д а 3.26
Показатели качества импортных турбинных масел
Показатель
Метод
испыта¬
ний
Shell
Turbo:
Oil GT
32
Mobil
DTE
732
Statoil
TnrhVvav
GT 16
Total
Preslia
Кинематическая вяз¬
кость при 40 АС,
мм?у%
ASTM
D445
32
30
45
32
‘Индекс вязкости
ASTM
D2270
146
117
129
100
Плотность при 15 С.
кг м
ASTM
D1298
832
850
876
870
Температура вспыш¬
ки в открытом тигле,
ASTM
D92
240
228
253
218
Температура застыв а~
ния, °С
ASTM
D97
-T8
-30
30
-12
Кислотное число, мг
кон Ж
ASTM
D974
0,1$
0,10
-
-
Деаэрация при 50 °С,
мин
ASTM
D3427
i
2
-
-
Окислительная ста¬
бильность:
RPVOT, мин
TOST, часы до
достижения числа
нейтрализации 2 мг
КОИ г
ASTM
2272
ASTM
D943
S 4250
> 10 000
1000
10 000
1» 2000
10 000
и эксплуатационные показатели импортных турбинных
масел.
Турбинные масла ведущих отечественных производите¬
лей на основе базовых масел III, IV и V не уступают
по характеристикам зарубежным аналогам, однако их
производство ограничивается недостаточной доступностью
сырьевой базы.
151

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛАВЕ 3
1. Анисимов И.Г., Бадыштова К.М.„; Бнатов <"..1. Топлива! сма¬
зочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение.
Справочник под ред. В.М. Школьникова. Изд. 2 с перераб. и доп. -
М.:; Издательский центр <• Тех ин форм*. 1999. --596 с.
2. Рудник: М-Р- Присадки к смазочным материалам. Свойства и
применение: пер. с ангЛСяз. 2-го изд. Под ред.. А.М. Данилова. - СПб;:
Издательство "11рпфетн1,>. 2013, - 928 с.
3. Кулиев 4.М. Химия и технология присадок к маслам и топли¬
вам. - Л.: Химия, 1985. —312 с.
4. Кламанн Д. Смазки; и родственные продукты. Синтез,. Свойства.
Применение. Международные стандарты/Д. Кламанн. -- М.: Химия,
1988. - 488 с. ' '
5. The Kvolmion of Base Oil Technology. Turbine Tubrication in the
.21st Century,'D.Os Kramer, IS.K. Tok, R.R. 'Krug. Й§А, West ( on
shohocken: American Society fof- Testing and Material!; 2001.
6. Шабалина ЩН-, Каминский H. G: Гидрокаталитические процес¬
сы в производстве масел:; Учебное пособие. - Самара: Издательство
Самарского государственного технического университета, 2003. - 56 С
7. Оптимизация состава базовых масел при гидроочистке на ком¬
позиции катализаторов/Л.А, Левина, Ю.Н. Зеленцов, А.И. Елшин,
А.П. Бочаров*: Л.А. Поняев, Ж.Ю. Гусакова!//Химия и технология
топлив и масел. - 2005. - № 4, - £| 44-43,
8. Применение тидрогенизационных процессов в производстве базо¬
вых масел/И-В,. Павлов, Л.А. Поняев, K.IS. Казулина, Ж.Ю. Гусако¬
ва */ X ими и и технология топлив и масел.. - 2008. - № 2. - С. 27-28.
9. Школьников И. М.. Конакова ;С,4, Тенденции технологии произ¬
водства минеральных масеЛ//Мир нефтепродуктов. - 2009. - № 3. -
С, 23-25. * -¬
10. Цветков О.Н. Поли-а-олефиновые масла; химия, технология и
применение. - М.: Издательство /Техника*, ТУМА ГРУПП, 2006. -
192 с. '
.11,. Цветков- О.Н. Перспективы российского масляного производ-
ства/-/Йир нефтепродуктов. - 2011, - Jfe 4 - Ц» 25:*
.12. Ощнтстицеские смазочные материалы. Пасть 3* Синтетические
углеводородные масла Б. 11. Тонконогов. В.А, Заворотный, jfjH. Баг-
дасаров, О.Н. Цветков. - М,: Издательский центр РГУ нефти и газа
(НИУ) имени И.М. Губкина. - 2018. - 205 с,
13. Довгополый Е.Е., Ширякина Е.И., Кочулоеа А^С. Отечествен¬
ные: турбинные масла для тепловой энергетики: последние достиже¬
ния//Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2014. -
.У 10. (.29 32. ' "
14. Миттер 4. Тенденции требований к турбинным маслам. Обзор
спецификаций Ml 11, /BASF The Chemical Company, Смазочные масла,
Россия; II 12 ноября 2009 г.
15. Рющ Т. Турбинные масДа - Композиционные решения и трен¬
ды//BASF. We ereate.chemistry.. Доклад, ноябрь 2016. - 35 <.
152

16. Kramer D.C., Lok В.К., Krug R.R. The Evolution of Base Oil
Technology. Turbine Lubrication: in the 21 si t'enuiry. I S.\. West Con-
shohocken: American Society foT Testing and Materials; 2001.
17:,, Profileji R. Turbine oils; A Key ’factor in System Reliabil¬
ity/ /Power Engineering. - 2015. — jfe 9. — ж 38-Il,
18. Премиальное турбинное мае го Нового поколения Rosneft
Turbogear ОЕ 82 Газог.. poiniiu.ie технологии. - 2017. - Ji 8. -
(. . 36-3.7.
19. ООО «PH-Смазочные материалы#. Смазочные материалы для
энергетической отрасли. Рекламный проспект. - 2018. - 7 с.
20. Мд л. на A.A,j Поляков (К)., Скрябина АЖ, и др. Проблем
ма физико-химической стабильности минерального турбинного масла
ТП-2|.С1 в. условиях эксплуатации газоперекачивающих агрегатов//
Нефтепереработка и нефтехимия. - 2014. - № 2. - С. 31-34.
21. Сщонностъ смазочных масел к образованию высокотемпера¬
турных отложений в теплонапряженных газотурбинных двигателях/
А.А. Мухин, С.Ю. Поляков, А.Е. Скрябина, В.К. Фадеев/’/Тазовая
промышленность. - 2014. -.М - С. 46-49..
22. Новое поколение смазочных масел для 'теплонапряженных
газотурбинных двигателей, используемых: в качестве приводов
ГИЛ А.Л. Мухин. «Jjilp# Поляков, АТ/ Скрябина, Л.З. Шайхутдинов,
М;В:,. Сидорочев, Д.В..Йасин//Газовая промышленность. - 201 о. -
Ш 6. - С. 12 47. ‘
23. Новое турбинное масло Ти 22С Г11 для газоперекачивающих аг-
рогапн; А.Л. Мухин, С.Ю. Поляков, А.Е. Скрябина, С.И. Тетерев,
А.З. Шайхутдинову. / Газовая промышленность. - 201а» - № -
С. 69-72. ' *
24. Спиркин В.Г. Эксплуатационные свойства смазочных масел,
работающих в контакте с Серов одородсодержащими природными газа¬
ми. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1994. - Вып. 3. - 79 с,
2."). РехнШ&гШономигЖкШ и экологические проблемы производства
и применения турбинных масел в нефтегазовой промышленности
и энергетике (Пасть I > г В. Г. Спиркин, И.Р. Татур, М.Л. Силин,
Б.П, ТонконогОк///Защита окружающей, среды в нефтегазовом ком¬
плексе. - 2011. 38 8. - С. 4-12.
26. Ингибированные смазочные материалы для защиты от коррозии
газотранспортного и промыслового:' Оборудования/©. Г. Спиркин,
И .1’. Татур, М.А. Сплин. Б.П. Тонконогов, А.АЛ Мухин, Р.К. Вагапов,
,Е,Н. Йодов, И.В. МитищА/Химия и технология топлив и масел. -
2010. - 1/- %: 15-/7*
27. Петриченко ,Д»|р (Проблемы эксплуатации огнестойких турбин¬
ных масел на ТЭС Ж АЭС России и Методы их решении . Понос в рос¬
сийской электроэнергетике. - 2011. - |§ 3. — С. 18-24.
28. Петриченко А.Д. Проблемы огнестойкого турбинного масла:
Eyrquel и их влияние на надежность и экономичность работы ТЭС
и АЭС Pommy 11ивоо в российской, электроэнергетике. - 2013. -
!а 41. - С. 39-42. " ’ ’
29. Вайнштейн: А.Г. Российские огнестойкие турбинные масла: Со¬
здание, освоение производства и 45-летний опыт эксплуатации в энер-
153

готическом оборудовании ТЭС и АЭС f- Новее в российской электро¬
энергетике. -2oil.-Jfe6.-C. ..К) .1!).
30. Яновский М-Ш» Дубовкин Н.фи и др. Горюче-смазочные мате¬
риалы для авиационных двигателей. - Казань, 2002. - 399 С.
3.1. Яновсшй Дмитриенко В.Ц.,, Дубовттн Н. Ф., Шевчен¬
ко т.В. Основы авиационной химмотологии. - ДЦ МАТИ, 2Ш5й «
680 с.
32, Михеича; П.А., ЛебеШ&О.А, Применение авиационных масел в
предприятиях гражданской авиации Ми|) нефтепродуктов, - 2007. -
№3. -С. 1.5-17.
33; Отечественные и зарубежные смазочные масла для авиаци¬
онных: Двигателей/Ш.С. Яновский, В.М. Ежов, А.А.. Молоканов,
аДЖ Ко лыбе льский// Мир нефтепродуктов. - 2012. - № 9. —CJ. 5-11.
34. <ШнШтШШШМШ смазочные материалы. Часть 1. Получение и
применение слржноэфирных продуктов в качестве компонентов сма¬
зочных масей/Б.П. Тонконогов, В.А. Заворотный, Л.Н. Багдасаров,
О.Н Цветков. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина. - 2016. - 60 с.
За. и\\ \\ .да/рrom-neft.ru
36. www.rosneft.ru
37. www,lukoil.ru
38. www.tatneft.ru,
39. www.shell.ppm.ru
40. www.fyrquel.com
41. www.basf.com.ru
42. www,lubrizol.com.ru

Глава 4
НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТУРБИННЫМ
МАСЛАМ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
4.1. НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТУРБИННЫМ МАСЛАМ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ЭНЕРГЕТИКЕ
4.1.1. турбинные Масла на нефтяной основе
Независимо от вида применяемого масла его физико¬
химические свойства в процессе эксплуатации, ухудшают¬
ся. Так как скорость снижения физико-химических
свойств турбинного масла зависит от многих факторов,
таких как вид оборудования, обслуживание,, режим рабо¬
ты, тип масла и г.и., его полезный ресурс нельзя устано¬
вить конкретно. Первичные показатели турбинного масла,
по которым определяют изменения турбинного масла в
процессе эксплуатации, приведены в табл, 4.1.
Если физическое состояние масла в процессе эксплуа¬
тации ухудшается, а его химическое состояние представ¬
ляется допустимым, производится корректировка физико¬
химических показателей, которая включает проверку воз¬
можного источника загрязнения твердыми веществами и
водой, проверку и замену элементов фильтров и при необ¬
ходимости восстановление свойств масла путем удаления
твердых частиц, воды, дополнительного введения приса¬
док Или введения свежего масла.
При достижении предельного уровня снижения физико¬
химических показателей, которые определяются отрасле¬
выми документами, турбинное масло подлежит замене на
новое. Замена масла может быть выполнена только при
155

Таблица 4,1
Первичные показатели турбинного масла, контролируемые
в процессе эксплуатации
Свойства
Метод
испытания
Предельное
состояние
Рекомендуемые меры
Цвет
Визуальное
наблюдение
Быстрое по¬
темнение, мут¬
ность
Проверка источников за¬
грязнений. Проверка фи¬
зико-химических свойств
Запах
Органолеп¬
тический
Сильный запах
Проверка возможного ис¬
точника загрязнения.
Проверка физико-хими¬
ческих свойств
Кинемати¬
ческая вяз¬
кость при
40 °С
ASTM
1)1711.
ГОСТ 33
и 2о
(по сравнению
со свежим
маслом)
Проверка возможных ис¬
точников загрязнения
жидкостью.
Проверка перегрева.
Проверка физико-хими¬
ческих свойств
Содержа¬
ние воды
ASTM
1)1711.
ГОСТ 21611
(.ГОСТ 2477)
Макс,
2000 ppm масс;.
Проверка бака и отстой
ников на наличие за¬
стойной воды или ее про¬
течки. Обработать масло
центрифугой, или от¬
фильтровать либо заме),
нить масло
Загрязне¬
ние части¬
цами
ISO 4406
Резкое повы¬
шение количе¬
ства частиц
Проверить узлы трения
на повышенный износ.
Проверить другие источ¬
ники загрязнения. Обра¬
ботать центрифугой или
отфильтровать для уда¬
ления осадков либо за¬
менить масло
капитальной; ремонте на отключенном энергетическом обо¬
рудовании. Турбинные масла с высокой степенью загряз¬
нения и окисления подвергают регенерации на специаль¬
ных установках в заводских, условиях. На основе опыта
применения турбинных масел в энергетической промыш¬
ленности, в табл. 4.2 сведены нормы по физико-хими¬
ческому состоянию турбинного масла в процессе эксплуа¬
тации.
156

Таблица 4.2
Нормативные требования, предъявляемые к нефтяным маслам,
работающим в маслосистемах турбоагрегатов или гидроагрегатов
Значение показателя
качества масла
Наимеиов ание/иоказатшкг
Метод ппплга
качества
класс
класс
ний
вязкости
вязкости
ж
46
1. Кислотное/число, мг
о,з
0,6
гоп: 5985:;
KOI 1 г. не более
ГОСТ 11/362
2. Стабильность против
окисления (при 120 С. 14 ч.
ГОСТ 981
расходе кислорода
200 см3/мин):
кислотное число после
0,60
-
окисления, мг КОИ. г:
не более
осад<ж,, массы, /не более
sag
3. Время деэмульсации, с.
не более
600
1200
ГОСТ 12068
4. Коррозия на стальных
пластинах, т|У:йу не более
Ш
-
МВИ 60-09
5- Содержание шлама (об-
0,005
О
О
МВН 62-09
щее),масс., не более
(отсут¬
ствие)
б. Содержание воды,
0,03
ГОСТ 24614
% масс.. не более
(отсутствие)
(ГОСТ 2477)
7 . Время деаэрации, в,, не
более
480‘
-
МГ.11 61-09
8. Класс промышленной чи-
ГОС! 17216
стоты, не более
(приложения А,
для системы регулирова-
9
я
В и Г,
ния
ГОСТ 17216),
для системы смазки и
объединенных систем
10
12
ГОСТ ИСО 4407
9. Содержание присадки
АгидолТ (ионол), Ш масс.,
0,2*
-
МВИ 76-09
не менее
‘Приведенные нормы не являются браковочными.
“Для систем регулирования не более 0,005 % масС;
157

Визуальный контроль турбинного масла, применяемого
в гидроагрегатах;1 на электростанциях с постоянным дежур¬
ством персонала; проводят раз в неделю, а на автоматизи¬
рованных электростанциях - при: каждом; очередном;
осмотре оборудования, но. не реже раза, в месяц. При ви¬
зуальном: обнаружении в масле механических примерей,
шлама или воды, а также при помутнении масла должен
быть проведен его внеочередной анализ по п. 1, л, 6, 8
табл. 4.2.
После монтажа и последующего залива масла в агрегат
или капитального ремонта через 72 ч непрерывной работы
маелосисгемы отбирают пробу и выполняют анализы мас¬
ла г. объеме и. 1,3, :5, б, 8 габл. 4.2.
Результаты этих испытаний позволяют оценить показа¬
тели качества масла в начальный период эксплуатации аг¬
регата.
Анализ турбинного масла из агрегатов на соответствие
требованиям табл. 4.2 осуществляют:
- не позже чем через месяц после начала его эксплуа¬
тации в мислоспс геме агрегата по всем показателям
табл. 4.2;
- для масла из турбоагрегатов с кислотным числом ме¬
нее 0,1 мг К 011 г - не реже одного раза в два месяца по
показателям 1, 6, 8 табл... 4.2;
- для масла из турбоагрегатов с кислотным числом
0,1 мг КОП/ г и более не реже одного раза в месяц по
показателям 1, 5, б, 8 табл. 4.2;
- для. масла из гидроагрегатов с содержанием: шлама
менее 0,005 % масс:.,
- не реже одного раза в год по показателям 1, 5, 6, 8
табл. 4.2;
- для масла, из гидроагрегатов с содержанием шлама.
0,005 % масс, и более: - не реже одного раза в шесть меся¬
цев гю показателям 1, 5, б, 8 табл. 4.2.
Стабильность против окисления (см. табл. 4.2, п. 2) на
соответствие: нормативным требованиям определяют:
- для масла из турбоагрегатов с кислбтным числом до
0,15 мг КОН / т - раз,в год;
- для масла из турбоагрегатов е кислотным числом
0,15 мг КОП/г - не менее одного раза в шесть меся¬
цев;
158

- перед сливом масла во время капитального ремонта.,
если с момента проведения последнего анализа прошло
более четырех месяцев;
- при обнаружении растворенного шлама.
Время деэмульсации (см. табл. 4.2;> и. 3) для масла из
турбоагрегатов определяют раз в два месяца на соответ¬
ствие требованиям табл. 1.2.
Время деэмульсации для масла из гидроагрегатов до¬
полнительно оценивают после обнаружения в масле воды
и проведения операций по очистке масла. Контроль анти¬
коррозионных свойств масел осуществляют осмотром один
раз в три месяца образцов индикаторов масел, помещае¬
мых в грязный отсек маслобака маслоСйстемы турбоагре¬
гата пли гидроагрегата.
При появлении следов коррозии на индикаторах про¬
водят лабораторное определение этого показателя. При
наличии коррозий на. стальных стержнях й его вели¬
чине; равной 6 гфм2, ужесточают контроль за антикор¬
розионными свойствами турбинного масла. Для турбин¬
ного масла из турбоагрегатов для решения вопроса о
необходимости дополнительного введения антикорро¬
зионной присадки проводят испытания раз в шесть ме¬
сяцев.
Контроль качества импортных турбинных масел вы¬
полняется в соответствии с инструкциями: (руководствами)
по эксплуатации оборудования, в котором данные: масла,
применяются. Качество свежих импортных турбинных
масел должно отвечать требованиям спецификации фир¬
мы-изготовителя масла, международных стандартов,
ГОСТ 9972 и ГОСТ 2917. ' '
Промышленная чистота турбинных масел во время экс¬
плуатации должйа. отвечать требованиям табл, 4.2. При
классе промышленной чистоты масла больше указанной
нормы следует принять меры к его очистке, используя
штатное или передвижное маслоочистительное оборудова¬
ний,.
Применение турбинного масла. Содержащего воду, в аг¬
регатах не допускается. При обнаружении в масле воды в
количестве более 0,03 % масс, необходимо произвести его
очистку с применением; оборудования, обеспечивающего
необходимую эффективность очистки масла.
159

Определение содержания присадок в нефтяных турбин¬
ных маслах при регенерации масла, или несоответствия
качества масла по стабильности против окисления или
времени деэмульсации или антикоррозийным свойствам
проводится методами инфракрасной спектроскопии,: высо¬
коэффективной жидкостной хроматографии или тонко¬
слойной хроматографии.
Содержание присадок в турбийном масле должно быть
следующим: антиокислительной присадки Агидол-1 не.
менее 0,8 % масс, в турбинных маслах марок Тп-22С и
Тп-22Б и не мене© 0,5 % масс, в турбинном' масле Тп-30;
ингибитора коррозии не менее. 0,02 % масс.; деэмульгатора
не менее 0,02 % масс;; деактиватора окисления не менее
0,02 % масс, и противоизносной присадки ДФ-11 не менее
0,5 % масс, (турбинное масло Тп-30).
Снижение основных эксплуатационных показателей
турбинных масел связано с постепенным расходованием'
присадок в составе масла, определяющих .его свойства.,
Необходимость введения дополнительного количества
той или иной присадки в масло следует оценивать по из¬
менению показателей, его качества, таких как стабильность
против окисления, антикоррозионным свойствам, време¬
ни деэмульсации, а также на основании количественного
определения присадок в составе работающего масла.
Степени старения турбинных масел;: в турбоагрегатах
оценивают по показателям стабильности против окисления
в условиях, указанных в ГОСТ 981.
Для масел: с кислотным; числом 0,15 мг КОП г и выше
этот показатель необходимо определять один раз в шесть
месяцев. При этом значения кислотного числа и осадка
после окисления должны удовлетворять требованиям п. 2
табл. 4.2. Гели кислотное число масла после окисления
равно: или превышает нормируемое значение;, то в турбин¬
ное масло вводят не менее 0,4 % масс, антиокислительной
присадки Агидол-1. Турбинное масло считается восприим¬
чивым к воздействию антиокислительной присадки, если
при определении стабильности против окисления кислот¬
ное число имеет значение не более 0,2 мг КОНА Г1 и
содержание осадка снижается до нормируемых значе¬
ний (см;, табл. 4,2). Если масло не восприимчиво к воз¬
действию антиокислительной присадки Асидол-1, то оно
160

эксплуатируется до достижения предельных значений
табл. 4.2 и поел!этого подлежит замене..
Если кислотное число турбинного масла после; окисле¬
ния составляет 0,6 мг КОН/ Е и более или массовая: доля
осадка 0,15 % масс., и более., то турбинное масло необхо¬
димо заменить.
Наличие шлама свидетельствует, о накоплении в тур¬
бинном масле продуктов окисления я загрязнения, отрица¬
тельно влияющих на работу различного турбинного и
насосного оборудования. При: обнаружении растворенного
шлама в турбинном масле паровой; или газовой: турбины
выполняют определение, стабильности турбинного масла
против окисления и оценивают его восприимчивость к вве¬
дению антиокислительной присадки.
При кислотном числе более 0,15 мг КОН/г, наличии
шлама и невосприимчивости турбинного масла к присадке
Агидол-1 производят полностью замену масла. Вводить
присадки в масла, содержащие растворенный шлам, не
допускается. Такие масла перед вводом' присадок необхо¬
димо регенерировать. Замена турбинного масла в гидроаг¬
регатах осуществляется при достижении содержания шла¬
ма предельного значения, нормируемого требованиям табл.
4.2, если шлам не может быть удален е помощью очистки..
Для оценки восприимчивости масла к антиокисли¬
тельной присадке (ингибитора окисления) и определения
ее оптимальной концентрации в лабораторных условиях
готовят образцы испытуемого масла с. добавлением в не¬
го ингибитора окисления в количестве 0,40; 0,60 или
0,80 % масс., и определяют стабильность против окисления
приготовленных образцов, сравнивая полученные резуль¬
таты i соответствующими показателями масла до введения
присадки. Турбинное масло считается восприимчивым к
воздействию антиокислительной присадки, а ее концен¬
трация считается оптимальной, если введение присадки
снижает кислотное число масла после окисления более чем'
в два раза при отсутствии осадка.
Если масло при работе в оборудовании систематически
обводняется, а его время деэмульсации превышает 400 с,
то в него дополнительно вводят деэмульгатор Дироксамин-
157 в количестве от 0,01 до 0,02 % масс., предваритель¬
но проверив в лабораторных условиях восприимчивость
161

масла к присадке. Турбинное масло считается восприим¬
чивым к присадке, если время Деэмульсации снижается
до 300 с. я менее. Если этот показатель после ввода при¬
садки изменяется мало, то в этом; случае следует продол¬
жи т> эксплуатацию масла в турбоагрегате, проводя опре¬
деление времени деэмульсации с периодичностью один раз
в месяц.
Если время деэмульсации эксплуатационного турбинно¬
го масла в стабильности против окисления, то следует
одновременно с ним; ввести в масло антиокислительную
присадку Агидол-1 в количестве от 0,20 до 0,60 % масс.,
оценив эффективность его введения в лабораторных; усло¬
виях. Если качество турбинного масла, находящегося в
эксплуатации, перестает соответствовать нормативным
требованиям и не может быть улучшено очисткой или вве¬
дением; присадок, то оно подлежит замене.
Ввод присадок в эксплуатационное масло на работаю¬
щем оборудовании рекомендуется, если в масле отсутству¬
ет: растворенный шлам и загрязнения. Введение присадок
на работающем оборудовании в масла, которые эксплуати¬
руются в мне'юспсгсмах, загрязненных масляным шламом,
имеет низкую эффективность.
Улучшение физико-химических показателей турбинного
масла, эксплуатируемого в оборудовании, аналогичное
вводу присадок, может быть достигнуто за счет введения в
систему свежего турбинного масла от 10,0 до 30,0 % об. с
показателями, которые удовлетворяют требованиям норма¬
тивной документации на соответствующую марку масла.
Предпочтительнее использовать ту же марку турбинного
масла, что и было изначально залито в оборудование. По¬
стоянный долив свежего, подготовленного масла может
способствовать продлению срока: службы турбинного мас¬
ла , находящегося в эксплуатации. При доливе турбинного
масла в маслосистемы, содержащего масляный шлам, воз¬
можно ухудшение класса промышленной чистоты, которое
приведет к применению маслоочистительного оборудова¬
ния (МОО). Время деэмульсации эксплуатационного тур¬
бинного масла в паровых и газовых1. турбиНах не должно
превышать 600 с. При достижении указанной величины
его рекомендуют заменить. Эксплуатация масла со време¬
нем' деэмульсации более 600 с допускается до момента вы¬
162

вода оборудования в плановый ремонт: при огсу гегвип об¬
воднения масла, или наличия высокоэффективных средств
очистки от воды, которые позволят обеспечить эксплуата¬
цию масла без воды.
Эксплуатация турбинного масла в системах регулиро¬
вания гидроагрегатов со временем деэмульсации более,
1200 е допускается только при отсутствии: обводнения
масла.
Необходимость дополнительного введения ингибито¬
ра коррозии оценивают по результатам исследования
антикоррозионных свойств масла, выполненных на сталь¬
ных пластинах. При коррозии.,:, равной или превышающей
16 г/м2, в масло вводят от 0,01 до 0,02 Щ масс, ингибито¬
ра. коррозий, предварительно проверив масло на воспри¬
имчивость., сравнивая значения коррозии на пластинах, и
показатели стабильности против окисления до и после
введения присадки в масло. Турбинное масло считается
восприимчивым к присадке, если коррозия на стальных
пластинах после введения ингибитора коррозии не превы¬
шает 2 :гу'м".
Ингибитор коррозии снижает стабильность масла к
окислению и если при: его дополнительном введении
ухудшаются показатели чистоты, то это потребует допол¬
нительной очистки масла.
В начальной стадии эксплуатации масла Тп-30 наблю¬
дается снижений кислотного числа за Счет срабатывания
присадок, содержащихся в масле.
После достижения кислотного числа масла значений от
0,08 до 0,12 мг KOI 1/1 его снижение замедляется или
прекращается, после чего происходит его постепенное уве¬
личение в связи с накоплением в масле продуктов старе¬
ния.
При дальнейшем увеличении кислотного числа свыше
0,1.5 мг КОИ I появляется риск образования шлама в
масле и выпадения осадков в маслосистеме, что недопу¬
стимо, так как может привести к нарушениям в работе си¬
стем регулирования и смазки гидротурбин.
Основным фактором ускорения старения масла Тп-30 в
условиях гидротурбин является каталитическое воздей¬
ствие загрязнений, содержащихся в масле, - частиц ме¬
таллов и воды.
163

Дополнительно для турбинного ;масла рекомендуется
определять показатель «поверхностное натяжение», При
снижении значения поверхностного натяжения турбинно¬
го масла на 50 % от исходного или при достижении
15-20 мНр! возникает опасность накопления осадков и
необходимо произвести его замену. По показателю по¬
верхностного натяжения можно проверять концентрацию
деэмульгатора в составе турбйнйого масла.
4.1.2. ОГНЕСТОЙКИЕ МАСЛА
Свежее огнестойкое турбинное масло, слитое в резерву¬
ары маслохозяйства (MX) ТЭЦ или АЭС, сразу' после
приема из транспортной емкости подвергается лаборатор¬
ным испытаниям по следующим показателям качества:
внешний вид * кислотное число, содержание механических
примесей (класс промышленной чистоты), содержание во¬
дорастворимых кислот и щелочей, содержание воды и
плотность.
Многофакторное воздействие на огнестойкие масла в
процессе длительной эксплуатации в маслосистемах со¬
временных турбоагрегатов* и в первую очередь в системах
смазки, приводит К изменению их эксплуатационных ха¬
рактеристик, таких как кислотное число, содержание во¬
дорастворимых кислот, время деэмульсации и ряда других
показателей.. В процессе эксплуатации огнестойкое тур¬
бинное масло подвергают ежедневному визуальному кон¬
тролю и периодическому1 анализу,
Ежедневный визуальный контроль масла заключается в
проверке его по внешнему виду на содержание воды, шла¬
ма и механических примесей. При визуальном обнаруже¬
нии в масле механических примесей, шлама илй воды
должен быть проведен его полный внеочередной анализ по
всем показателям.
При замене масла в период капитального ремонта обо¬
рудования целесообразно выполнить анализ, масла в объе¬
ме пробы, отобранной через 72 ч непрерывной: работы
турбоагрегата. Результаты этих испытаний позволят оце¬
нить показатели качества масла в начальный период эке-
164

ii.i v;'i пиu Ш турбоагрегата. Объем ^контроля качества масла,
находящегося в эксплуатации, включает определение по¬
казателей, приведенных в табл. 4.3.
Таблица 4.Э|
Нормативные требования, предъявляемые к огнестойким маслам
типа ОМТИ при эксплуатации
Наименование
Значения
показате¬
ля
Примечания
1. Кислотное число, мг
КОН/г, не более:
для масел, эксплуатируе¬
мых в системах регули¬
рования
для масел, эксплуатируе¬
мых в системах смазки
0,8
1,0
Приложение Р. 1 СТО
70238424.27.100.0| 1%2 009
2. Содержание водораство¬
римых кислот, мг Icfi#r,
не более
0,15
Приложение Р.З СТО
10238424.27,100.053-2009
Л. Коррозия на: стальных
пластинах, ц/М2, не более;
15
Приложение Н СТО
70238424.27.100.053-2009
4. Массовая доля воды
Отсут¬
ствие
(менее
0,03%)
I'Ot У 2177.
(ГОСТ 24614)
Ц. Изменение кинематиче¬
ской ВЯЗКОСТИ от исходного
значения для масла перед
его заливкой в оборудова¬
ние, %, не более
10
Г( К Т .13. Определение про¬
водят не реже одного раза в
год
б. Массовая доля раство¬
ренного шлама, %, не более
0,1
Определение при кислотном
числе масла 0,6 мг К( И I / г
и выше по СТО
023842427.100.053-2009,
приложение Р
7. Изменение температуры
вспышки в открытом тигле
в сравнении с исходной
температурой масла перед
заливкой, °С, не более
10
ГОСТ 4333. Определение
проводят не реже одного раза
в год
165

Продолжение1: табл. 4.3;
Наименование
Значения
показате¬
ля
Примечания
8. Класс промышленной
чистоты:
для систем регулирования
для систем смазки
9
10
ГОСТ 17216 (приложение В
и Г, ГОСТ 17216)
9. Массовая доля механи¬
ческих примесей, щ не 60
лее
0,01
Приложение Р. 1 СТО
70238424.27.100.053-2009.
Определение проводят при
увеличении значения пока¬
зателя «Класс промышлен¬
ной чистоты» более чем на
Один класс в соответствии
о приложением Р.7 -ЙТ.О
7023842 1.27.100.051/2009
10. Время деаэрации, с, не
более
540
В соответствии е методи¬
кой испытаний по СТО
02.38424.27.100.053-2009,
приложение Р
11. Время, деэмульсации, с,
не более
600
ГОСТ 12068
Показатели - кислотное число масла, качественное и
количественное содержание водорастворимых кислот, со¬
держание воды, клаес промышленной чистоты - опреде¬
ляют со следующей периодичностью контроля:
- перед началом эксплуатации маслосистемы;
- не позже чем через месяц после начала его эксплуата¬
ции в маслосистеме турбоагрегата;
- для масла с кислотным числом до 0,30 мг KOI 1/г -
раз в два месяца;
- при кислопюм числе масла более 0,30 мг КОН/г -
раз в месяц.
Показатель .<<Время деэмульсации» необходимо опреде¬
лять раз в квартал.
Определение антикоррозионных свойств масел, нахо¬
дящихся в эксплуатации, проводят количественным мето¬
дом в следующих случаях:
- при кислотном числе маслй более 0,40 мг КОН/у;
166

- при кислотном числе водной вытяжки из масла более
0,30 мг КОН/г;
- при существенном (более 0,5 % масс.) или длитель¬
ном; обводнении масла (более суток).
Последующие определения антикоррозионных свойств
масел выполняют раз в полгода.
Определение кинематической вязкости и температуры
вспышки в открытом тигле проводят одий раз в год.
Определение содержания растворенного шлама осу¬
ществляют при; достижении огнестойким маслом величины
кислотного числа, равной 0,6 мг КОНрг, и далее прово¬
дят определение с периодичностью не реже одного раза в
месяц.
При достижении предельных Нормативных значении по
тому или иному показателю огнестойкие, масла подлежат
замене. Отработанные масла, в соответствии с действую¬
щей на ТЭС нормативной: документацией, учитывая высо¬
кую стоимость свежих товарных масел,, подлежат склади¬
рованию с целью их дальнейшего направления на перера¬
ботку на специализированное промышленное предприятие,
обладающее, технологией их регенерации, обеспечивающей
получение продукта, по своим показателям качества отве¬
чающее требованиям, предъявляемым к свежим: товарным'
маслам.
4.1.3. РЕГЕНЕРАЦИЯ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
НА ЙЙЙНЙ! К I I14 KCKIIX 11РК. UIPI1Я 111Я\
Турбинные масла должны заливаться в маслосистемы,
свободные от осадков, шлама и ремонтных загрязнений.
Даже незначительное загрязнение свежего турбинного
масла шламом,, образовавшимся при, эксплуатации в мас¬
лосистеме, способно в несколько раз сократить срок служ¬
бы масла после замены. Интенсивное загрязнение турбин¬
ного масла водой., механическими примесями, масляным
шламом способствует возникновению повреждений обору¬
дования и: созданию аварийных ситуаций. Во время рабо¬
ты в оборудовании качество турбинных масел постепенно
ухудшается. Основными причинами этого процесса явля¬
167

ются загрязнение, масла водой и механическими примеся¬
ми, а также его термическое ок'ислсиме. Масляный шлам,
если он присутствует в системе; в достаточно большом
количестве, может быть сброшен в масло при повышенной
температуре масла, вводе присадок, доливке свежего
масла и при попадании воды. Для турбинных масел;
одновременное загрязнение водой, механическими при¬
месями п масляным шламом пап бол ее опасно, так как
может вызвать нарушения в работе технологических си¬
стем и способствовать повышенному износу узлов и меха¬
низмов.
При воздействии высоких температур,. Напряженностей
Электромагнитного поля, кавитаций: возможна деструкция
компонентов масла. Совокупность различных явлений, ко¬
торые приводят к ухудшению эксплуатационных характе¬
ристик масел, называют старением масла. Скорость и сте¬
пень ухудшения эксплуатационных свойств (качества) ма¬
сел вследствие старения определяют срок его службы в
оборудовании.. При: эксплуатации турбинных масел .содер¬
жаний присадок в. маслах постепенно снижается зй. счет их
расхода. Скорость расхода присадок зависит, от темпера¬
турного режима работы масел, степени их аэрации.,, за¬
грязненности водой и механическими примесями, воздей¬
ствия конструкционных материалов и, как правило, опре¬
деляет: срок сЛужбы масел в энергетическом оборудова¬
ний..
Так, для антиокислительных присадок скорость его
срабатывания в эксплуатационном масле определяется в
основном концентрацией кислорода и температурой масла
(повышение, температуры масла нм К) ::С ускоряет его ста¬
рение в два раза). Деэмульгатор, дейс гву я на границе
разделе фаз «вода - масло», выводится йз масла с водо¬
масляной эмульсией. Ингибитор коррозии, адсорбирован¬
ный на поверхности, удаляется из; масла при его очистке
от механических примесей и масляного шлама.
При достижений, предельного уровня старения тур¬
бинного масла, которое определяется отраслевыми до¬
кументами СО 153-34.20.501-2003, СО 34.45-51.300-97,
СТО 70238424.27.100.053-2013, некондиционное масло
подлежит замене свежим; маслом или подвергается регене¬
рации..
168

Регенерация масла - процесс; восстановления эксплуа¬
тационных характеристик (качества) отработанного масла
для повторного применения по прямому назначению до
требований: действующих НТД.
Регенерация предусматривает удаление из масла за¬
грязнений и селективное удаление продуктов старения с
использованием различных физических, физико-химичес¬
ких ;и химических методов (адсорбционная;, электростати¬
ческая, мембранная, кислотная и щелочная очистки, гид¬
роочистка, селективная очистка, термовакуумное фракци¬
онирование и др.).
На ТЭС применяют следующие физические методы
удаления загрязнений из масла;
- гравитационное осаждение (отстаивание в резервуа¬
рах);
- центробежная очистка (центробежные сепара¬
торы);
- фильтрация (фильтры, сетки, мембраны):
- испарение (! ’.а к у у .иные у с га 11 ог.к 11);
- электростатическая очистка (электрофизические
фильтры).
Грубая предварительная очистка масла (свежего или
отработанного) от дисперсной воды и механических, при¬
месей (шлама) - гравитационное осаждение - осуществля¬
ется в резервуарах открытого склада масляных хозяйств с
помощью отстаивания. Выделившиеся загрязнения перио¬
дически, удаляются из резервуаров при помощи дренажей
донных слоев масла. При этом:; удаляются, как правило,
крупные, и тяжелые частицы размером свыше 40 мкм.
Приведенная технология позволяет выделить из турбинно¬
го масла механические примеси, шлам, дисперсную воду, а
при использовании вакуумной очисткй - также; часть рас¬
творенной воды и газов.
Центробежная обработка обеспечивает удаление дис¬
персной воды, механических, примесей, но не позволяет
осуществлять дегазацию и глубокую осушку масла,: Для
повышения эффективности осушки и дегазации целесооб¬
разно применять центрифуги с дополнительными вакуум¬
ными устройствами и блоками.
Для тонкой очистки применяются фильтры с номиналь¬
ной тонкостью фильтрации (НТФ) не более 25 мкм: (оп¬
169

тимально 6 12 мкм для турбинного масла и 3-5 мкм для
трансформаторного масла).
Основным физико-химическим методом очистки на ТЭС
является адсорбция (очистка цеолитами и другими сорбен¬
тами).
Для глубокой осушки и дегазации: гзасла широко при¬
меняют вакуумные технологии.
Осушка масла продувкой горячим воздухом или инерт¬
ным газом при атмосферном давлении в настоящее; время
практически не используется.
Таб лица. Щ§
Эффективность очистки турбинного масла от загрязнений
с применением различных технологий
Эффективность очистки масла от за
грязнения в соответствии с требования
ми 1 П Д
Наименование
технологии
очистки
Твердые
частицы
Вода
(лис-
персная
и рас¬
творен¬
ная)
Масля¬
ный
шлам и
продук¬
ты ста¬
рения
Газы
(раство¬
ренные в
масле)
Наличие
расходных
материалов
Отстой
Удаляет
частично
Удаляет
частично
Не уда¬
ляет
Не уда¬
ляет
Отсутствуют
Фильтрация
на сетках
То же
Не уда¬
ляет
То же
То же
То же
Центробежная
сепарация
*
Удаляет
частично
*
*
»
Вакуумное
испарение
Не уда¬
ляет
Удаляет
»
Удаляет
»
Электрофизи¬
ческая очист¬
ка
Удаляет
Не уда¬
ляет
Удаляет
частич¬
но
Не уда¬
ляет
»
Объемная
фильтрация
То же
Тс, же
То же
То же
Присутству¬
ют
Адсорбцион¬
ная очистка
Не уда¬
ляет
Удаляет
Удаляет
»
То же
170

Электрофизическая (электростатическая) очистка масел
позволяет извлекать из масла механические примеси раз¬
личной природы и масляный шлам без применения доро¬
гостоящих расходных материалов (фильтровальных карт¬
риджей, ФТО). Для эффективной работы электрофиль¬
тров необходимо чтобы масло содержало минимальное ко¬
личество воды.
Вакуумная перегонка, селективная очистка, гидро¬
очистка и другие современные процессы регенерации от¬
работанных масел, как правило, на ТЭС не применяются,
а используются на пунктах регенерации масел или на НПЗ.
В табл. 4.4 приводится сравнительная эффективность
очистки турбинного масла от загрязнений с применением
различных технологий.
171

Большинство технологий очистки масла на ТЭС пре¬
дусматривает комбинацию различных методов очистки.
Регенерация турбинного масла на маслохозяйство пре¬
дусматривает его очистку. обработку сорбентом, финиш¬
ную фильтрацию и стабилизацию базового регенери¬
рованного масла с помощью композиции присадок. На
рис. 4.1 приведена Типовая схема очистки масла на
ТЭС.
4.2. НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ.
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТУРБИННЫМ МАСЛАМ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В результате анализа существующих методов оценки
эксплуатационных свойств масел, реальных условии цх
эксплуатации на КС ПАО «Газпром«• были разработаны
внутренние стандарты ПАО «Газпром» для оценки Экс¬
плуатационных свойств смазочных масел, которые ориен¬
тированы на учет специфических особенностей работы
смазочных масел в ГПА. Данные стандарты устанавливают
методики оценки эксплуатационных свойств поставляемых
свежих находящихся на хранении на складах ГСМ и Экс¬
плуатируемых в ГПА смазочных масел:
- СТО Газпром 2-2.4-133-2007 «Положение по контро¬
лю смазочных масел на компрессорных станциях га¬
зотранспортных; обществ ОАО «Газпром»;.;
- СТО Газпром 2-2.4-134-2007 «Методика оценки экс¬
плуатационных свойств, смазочных масел»;
- СТО Газпром 061-2009 «Смазочные масла для газо¬
перекачивающих агрегатов. Нормы отбраковки»;
- СТО Газпром 2-1.16-777-2014 «Масло турбинное для
теилонапряженных газоперекачивающих агрегатов. Техни¬
ческие требования»;
- СТО Газпром 2-1.16-ЮОЙ 201.1 «Масла смазочные
для газоперекачивающих агрегатов. Методика определе¬
ния эксплуатационного ресурса»;;
172

- СТО 2-1.16-977 2015 «Масла смазочные для газопе¬
рекачивающих агрегатов. Методика определения воздей¬
ствия смазочных масел на конструкционные материалы
газоперекачивающих агрегатов т |
- СТО Газпром 2-1.16-1005-2015 «Масла смазочные
для газоперекачивающих агрегатов. Методика оценки
склонности к образованию высокотемпературных огложе-
йий»;
- СТО Газпром 2-1.16-1052-2016 «Масла смазочные
для газоперекачивающих агрегатов. Методика определе¬
ния прогнозируемого срока хранения».
В СТО Газпром 2-2.4-133-2007 (табл. 4.5) приведены
контролируемые физико-химические показатели турбин¬
ных масел и сроки их проверки., Находящихся на. храпе¬
нии и в эксплуатации.
Значения кинематической вязкости,. температуры
вспышки и кислотного числа для различных: смазочных
масел, по достижении которых смазочное масло признает¬
ся непригодным к дальнейшей эксплуатации в ГПА, опре¬
деляются по СТО Газпром 061-2009.
Если в процессе эксплуатации масла в ГПА значение,
кинематической вязкости: достигает браковочного показа¬
теля, а его кислотное число составляет не более 0,10 мг
КОН г, то проводят частичную замену масла (до 0,5 ба¬
ка). После частичной (до 0ф бака) замены масла осу¬
ществляют еженедельный контроль вязкости и кислотного
числа.
Если после частичной: замены (до 0,5 бака) вязкость
быстро возрастает (прирост более 1 MM%ffe в неделю),
масло подлежит полной замене. Масло также 'полностью
заменяют, если температура вспышки ниже браковочной
Нормы.
При обнаружении воды или механических примесей
смазочное масло очищают на штатном оборудовании, уста¬
новленном на КС.
Если воду и механические примеси пе удается удалить
(вода находи гея в виде сгонкой эмульсии). то масло пол¬
ностью заменяют и сливают йз масляной системы ГПА в
емкости для списания.
Основными стандартами: для турбинных .масел, кото¬
рые используются в системе ПАО «Газпром», являются
173

Таблица !..>
Контролируемые показатели и периодичность контроля турбинных
масел на ГПА
Наименование
показателя
Раз¬
мер¬
ность
Метод кон¬
троля
Перио¬
дичность
Примечание
Вязкость кинема¬
тическая
ММ \ V
ГОСТ 33
Раз в
месяц
Температура
определения в
зависимости от
типа масла
Кислотное число
мг
КОН/г
ГОСТ 5985
или
ГОСТ И362
Раз в
квартал
Метод опреде¬
ления в зави¬
симости от ти¬
па масла
Температура
вспышки
щ
ГОСТ 4333
или
ГОСТ 6336
Раз в
месяц
В зависимости
от типа масла
Вод ораствор имые
кислоты и щело¬
чи
мг
КОН/г
ГОСТ 6307
Раз в
квартал
'
Наличие воды
I'Ot Т 1347
Три раза
в неде¬
лю*
Качественный
анализ
'Содержание во¬
Ды
%
ТОСТ 2477
Раз в
месяц
Количествен¬
ный анализ
Наличие механи¬
ческих примесей
Три раза
в неде¬
лю*
Визуально или
прибором; типа
1.1 КЖ 901 IS.
качественный
анализ
Содержание ме¬
ханических при¬
месей
%
ТОСТ 6370
Раз в
месяц
Количествен¬
ный анализ
Плотность (при
! л Ч ) *
г/см3
ГОСТ Р 51069
Раз в
квартал
—
Три раза в неделю контролируют только на работающих ГПА,
на резервных - раз в неделю; в складских емкостях контроль качест¬
ва масел проводят раз в три месяца; отбор проб масел проводят по
П 2л 17. (Отбор проб с работающих ГПЛ производят перед долив¬
кой масла.
174

СТО Газпром: 2-1.16-777-2014 и СТО Газпром; 2-2.4-134
2007, которые определяют требования к смазочным м;н-
лам я устанавливают метод оценки их эксплуатационных
свойств по величинам таких параметров, как структурный
коэффициент рх, количеству образующихся продуктов
окисления (.'.си величине фактора нестабильности /•'//.
Параметры оценки для свежих турбинных масел, посту¬
пающих йа КС, должны соответствовать требованиям СТО
Газпром 2-2.4-134-2007 (табл. 4.6).
В СТО Газпром 061-2009 приведены нормы (табл. 4,7
и 4.8), которые предназначены для упорядочения слива
с ГПА и списания смазочных масел, достигших в процес¬
се оксплуа га.цпп критических параметров, и недопуще¬
ния к зкеплуагацип поставляемых свежих смазочных ма¬
сел, не удовлетворяющих внутрикорпоративным требова¬
ниям П АО «Газпром».
Таблица: 4.6
Параметры оценки эксплуатационных свойств смазочных масел
согласно СТО Газпром 2-2.4-134-2007
Параметр
Тп-22С,
марка 1
'1'п 22 С,
марка 2
Тп-32Р
МС-8П
Время окисления при 1 <S0 '•( . ч
1
6
3
6
3
6
3
Испаряемость X, %} не бо¬
лее
И
9,0
7,0
10,0
4,5
9,0
25.0
Относительный прирост
вязкости \v. %, не более
ш
ал
1.1,0
18,0
s,i
11,0
20,0
Структурный коэффициент
рт, со и. ед, не более
1,4
те
1,8
2,2
1,4
1,6
1,1
■Осадок, нерастворимый в
избоктане масс.; не
более
0,05
од
0,1,
0,15
0,05
0,1
0,1
Содержание продуктов
окисления Ct,c.={|) отн. ед..
не более
!-0
8,0
6,0
12,0
4,0
8,0
|,0
Фактор нестабильности
Г и. отн. ед., не бойее
6,0
12,0
6,0
3,0
175

Таб лица. АЛ
Нормы отбраковки смазочных масел для стационарных ГТУ,
центробежных нагнетателей, электроприводных ГПА и ЭСН
Наименование
Тп 22С.
ТУ 38.101821-2001
Тп-22Б,
ТУ 38.401-58-48-92
показателя*
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Вязкость кинематиче¬
ская при 50 аС, мм2/%
(гост ffJibol
Менее 20,
более 23
Более 28
Менее 20,
более 2.3
Более 28
Температура вспышки в
открытом тигле* 41
(ГОСТ 4333-87)
Менее 186
Менее 186
Менее 186
Менее 186
Кислотное число, мг
КО!!., i: (i'OC'I' .OS., 73)
Менее 0.01.
оо. юс 0,07
Более 0,6
Более 0,07
Более 0,6
Содержание воды, %
(ГОСТ 2477-65”)
Бблее
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Содержание водораство¬
римых кислот и щело¬
чей, значение pH
(ГОСТ 6307-73)
'Менее S,
более 9
Менее 5,,
более 9
Менее
более 9
Менее 5,,
более 9
Содержание механиче¬
ских примесей, %
(rCfclT 63Й-83)"
Волге 0,005
Более
0,015
Более
0,005
Более
0,015
Осадок, не растворимый
в изооктане т#, %■
(ГОСТ 23797-79)
Более 0,05
Более
0,05
Содержание продуктов
окисления С и, отн.
ед. (СТО Газпром
2-2.4-134-2007)
Более; 4,0
Более 4,0
Структурный ктаффи-
циент р, отн. ед.. при
температуре 180 5й|, 3 ч
(СТО Газпром
2 2.1 151 2007)
Более l,ii
Более 1,4
Фактор нестабильности
Г и. отн. ед. :(СТО Га.;
ином 2 2.1 131 2007)
Более 6,0
Более 6,0
’Показатели, проверяемые в процессе эксплуатации и при сокра¬
щенном: входном контроле поступающих свежих масел. При полном:
входном контроле свежее масЛо проверяют по всем показателям, ука¬
занным в нормативной документации. Если смазочное масло не соот¬
ветствует хотя бы одному из показателей нормативной документации,
оно может быть отбраковано,
’’Если механические примеси и вода не могут быть устранены
штатными средствами очистки, смазочное масло подлежит отбраковке.
176

Таблица 4.8
Нормы отбраковки смазочных масел для авиационных и судовых ГТД ГПА и ЭСН
Наименование
показателя*
Петрим,
ГУ 38-404-.38¬
24.5-99 с изм. 1
МС «II,
(КТ
38.01163н78
МС 8Г11.
ТУ 0258-003¬
40065452-97
НИМ 10.
ГУ 38.101X 299¬
2006
ВНИИ
НИ .0 ] IV.
ГОСТ
13076-88
ВНИИ.
1111 ..,0 1 \Ф.
ГОСТ
13076-86
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Вязкость ки¬
нематическая
при 50, °С,
мм2, 'с, гост
33-2000:
при 100 Щ
при 5Q ЬС
Менее
3.0
Менее
8.0
Менее
3.0.
более
3,5
Менее
8.0, бо¬
лее:
17,0
Менее:
8,0,:
более
8,7
Менее
8,0,
более:
12,0
Менее:
8,0,
более
8,7
Менее
8,0,. более
12,0
Менее
3.0
Менее
3,0, бо¬
лее 4,5
Менее
3,2,
более
4,5
Менее
3)2,
более
45
Шг
нее
3,2,
более
4,5
Менее
3,2,
более
4,5
Температура
вспышки Б
открытом тиг¬
ле, ГОС Т
Менее
175
Менее
175
Менее
190
Менее.
190
Менее
204
Менее
204
Ме¬
нее
204
Менее
204

178
11 p или лжение табл. 4.8
Наименование
показателя*
Петрим.,
ТУ 38.401-58¬
245-99 с. изм, 1
МС-8П,
ОСТ
38.01163-78
МС-8ГП,
ТУ 0258-003¬
40065452-97
НИМ 10.
ТУ 38.1011299¬
2006
ВНИИ
НП-50-1-4У,
ГОСТ
13076-86
ВНИИ
НП-50-1 4Ф,
ГОСТ
13076-86
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Температура
попытки в
Закрытом тяг
те. С ГОСТ
6356-75
Менее
ш
Менее
145.
Менее
ш
Менее
145
Кислотное
числи, мг
КОН г.
(ГОСТ
5985-79)
Бодее
0,0|;
Более.
0,7
Более
0,05
Более
0,7
Более
0,05
Более 0,7
Более
0,05
Более
2,0
Более
0,23
Более
45
Более
0,22
Более
2,0
Содержание
воды,
(ГОСТ
2477-65)”
Билсе
0,003
Более
0,003.
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003.
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Более
0,003
Содержание
ВКЩ (ГОСТ
6307-75)
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее 5,
более 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Менее
5, бо¬
лее 9
Ме¬
нее 5,
более
9
Менее
5. бо¬
лее 9

179
Содержание
механических
примесей,
(ГОСТ '
<">.170 К.Т)—
Более
0,003
Более.
0,015
Более
0,005
Более
0,015
Более
0,005
Более
0,015.
Более
0,005
Более
0,015
Более
0,005
Более
0,015
Более
0,005
Более
0,015
Осадок, не
растворимый
в изооктане
тх, % (года
23797-79)**
Более
0,005
Более
0,1
Более
0,1
Содержание
продуктов
окисления
< ' С е, "III.
ОД., (СТО Га¬
зпром 2-2.4¬
134-2007)
Более
1,0
Более
3,0
Более
3,0
Структурный
коэффициент
р, "III. ГД.
(СТО Газ¬
пром 2-2.4¬
1.34-2007)***
Более
1,1
Более
1,1
Более
1,1
Фактор не¬
стабильности
Рп, отн. ед.
Более
1,0
Более
3,0
Более
3,0

180
Продолжение т а.б л. ЩЦ
Наименование
показателей
Петрим,
ТУ 38.401-58¬
245-99 с изм. 1
МС-8П,
ОСТ
38.01163-78
МС-8ГП,
ТУ 0258-003¬
40065452-97
ИПМ-10,
ТУ 38.1011299¬
2006
ВНИИ
Н1Т-50-1-4У,
ТОСТ
13076-86
ВНИИ
НП-50-1-4Ф,
ГОСТ
13076-86
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Свежее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
Све¬
жее
масло
Экспл.
масло
(СТО Газ¬
пром 2-2.4¬
134-2007)***
'Показатели, проверяемые в процессе Эксплуатации и при сокращенном входном контроле поступающих све-
ЗКих масел* При полном входном контроле свежее масло проверяют по всем показателям* указанным в норматив
ной документации. Если Масло не соответствует хотя бы по одному из показателей нормативной документации,
оно Может быть отбраковано.
“Если механические примеси и вода не могут быть устранены вттатными средствами очистки, смазочное масло
подлежит отбраковке,
*“Для определения конкретных значений указанных параметров эксплуатационных масел производится сбор
Статистических данных.

4.3. НОРМЫ ОТБРАКОВКИ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
ДЛЯ АВИАЦИОННЫХ ГТД
При использовании турбинных, масел в авиационник
ГТД оценочными показателями в процессе их эксплуата¬
ции являются: вязкость кинематическая,^ температура
вспышки, кислотное число, коксуемость, температура за¬
стывания. В табл. 4.9 приведены допустимы®, отклонения
показателей масел, при которых возможно их применение.
При превышении допустимых значений производят замену
масла.
В зарубежных стандартах и спецификациях (табл. 4.10)
определены показатели и нормы, по которым определяют
состояние турбинных масел в процессе их эксплуатации в
газовых турбинах, а именно: общее кислотное число, окис¬
лительная стабильность во вращающейся бомбе (RBOT),
антипенные и деаэрационные показатели.
Метод оценки деаэрации масел по ASTM D3427 (воз¬
духоотделение) начал использоваться в России сравни¬
тельно недавно. Так как показатель деаэрации является
Таблица 4.9'
Допустимые отклонения показателей турбинных масел в процессе
эксплуатации авиационных ГТД
Наименование
горючего
Показатель качества го¬
рючего
Допустимые отклонения
■Качества от требований
ГОСТ (ТУ)
Масла для га
зотурбинных
двигателей
Вязкость кинематическая
при положительной тем¬
пературе
Температура вспышки
Кислотное число:
Коксуемость
Температура застывания
Допускаются отклонения в
сторону повышения или
понижения на величину не
более двукратного предела
сходимости метода испы¬
тания
Масло турбин¬
ное
Вязкость кинематическая
при 40 и 50
Кислотное число,
Число Деэмульсации
Температура вспышки в
открытом тигле
1 Мм-jffi (сСт) б сторону
повышения или понижения
0,02 мг KOIijft в сторону
повышения 10 % в сторону
повышения 10 tig | сторо¬
ну понижения
181

Таблица 4.10
Значения нормативных показателей для турбинных масел,
находящихся в эксплуатации
Показатель
Метод
испытания
Нормативы
(в сравнении со свежим
маслом)
Общее кислотное
число <. (> К11)
ASTM D664:
или
ASTM 1 )М 71
0,8 мг К( HI .-г мпкс. для масел
Кгруппы
0,6 мг К( HI .-г мпкс. для масел
II группы
2,0 мг КОН г макс, для масел
III группы
0,2 мг КОН г макс, для масел
IV группы
Испытание окисления
во вращающейся
бомбе (RBOT)
ASTM D2272
25 % исходной величины (сне-
жее масла)
Свойства вспенива¬
ния
ASTM D892
Цикл 1 ж 300Л 0
ЦикЛ: II - 31.10/10
Выделение воздуха
(,.!) Щ '
ASTM D3427
Макс . 10 мин
важнейшим: для турбинных: масел,, то в России стали яс4-
пользовать отечественный метод оценок, который оказался
востребованным.
В РД 153-34.0-43.210-00 дается характеристика нега¬
тивных явлений при Избытке воздуха в маел# и пути этих
явлений (приложение 4).
Основные тенденции в области улучшения основных
эксплуатационных свойств турбинных масел, сформулиро¬
ванные ведущими производителями турбин, компаниями
Alstom,, Siemens, General Electric и Mitsubishi 'Heavy
Industry - приведены в табл. 4.11.
Таб лица. .4*11
Тенденции в улучшении отраслевых эксплуатационных характеристик
турбинных масел
Испытание
Метод
испытания
Типовые требо¬
вания произво¬
дителей турбин
Тенденция в
значениях по¬
казателя
Испытание на стой¬
кость к окислению
ASTM 1)2272
Минимум
250-1000 мин
Во лее высокое
182

Продолжение1: табл. 4.11
Испытание
Метод
испытания
Типовые требо¬
вания произво¬
дителей турбин
Тенденция в
значениях по¬
казателя
во вращающейся ка¬
мере высокого дав¬
ления (RPVOT)
Испытание на стой¬
кость к окислению
(TOST)
ASTM 1)9 IJ
Минимум
2000-7000 ч
Более высокое
Кислотное число
(Т:Щг
ASTM D665
0,2-0,4 мг/КОН
Неизменна
FZG-испытание (ме¬
ханическое испыта¬
ние на установке
с нагружаемыми ше¬
стернями)
ASTM D5182
Минимум
8 циклов
(проходов)
Неизменна
Испытание на де-
эму ль гируемость
ASTM D1401
Максимум
15-30 мин
Снижение
Вобрухротделение
ASTM IX! 127
Максимум: 4 мин
Неизменна
C'l I И(’( Ж ЛИ I КР \ I УРЫ К I VIABK 4 1 2 3 4 51. СТО 7023842427.100.051-2009 «Энергетические .масла и масло¬
хозяйства электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования». - М.: ИИ И II ВАЛ .
2009. С . 11. ” ’
2. СТО 70238424,27.100.052-2009 «Энергетические масла и масло¬
хозяйства электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования у-.; - М.: НП ИНВЭЛ,
2009. - С, 48. ■ •
3. СГО 70238424.27.100.053-2009 «Энергетические масла и масло¬
хозяйства электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования**...-- М.: НЦ ННВЭЛ’,
2009. - С. .179.
4. l.i.l.11.1 1.1.106 2001 "Типоваи инструкция по приемке, хра¬
нению и эксплуатации Огнестойких турбинных масел типа < )МТИ
М.: ISTI1. 2001. - BS|. ' "
5. СТО Газпром 2-2.4-134-2007 - Метлика оценки эксплуатацион¬
ных свойств смазочных маки•>. - М.: ООО «Информационно-реклам¬
ный центр газовой промышленности», 2007. - 13 с.
183

6. Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их си¬
стемам. - М.: Юр И ГАЗ-. 1997* - 68 С, "
7. СТО Газпром 061-2009 «Смазочные масла для газоперекачиваю¬
щих агрегатов. Нормы: отбраковки». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. -
ЙЖ ' ' * ■ ■
8. : еГО 2-1,16-977-2015 «-Масла смазочные для газоперекачивающих
агрегатов. Методика определения воздействия смазочных масел: на кон¬
струкционные материалы газоперекачивающих агрегатов»,
9. СТО Газпром 2-1.16-1005—2015 - Масла смазочные для газопере¬
качивающих агрегатов. Методика оценки склонности к образованию
высокотемпературных отложений»,,
10. СТО Газпром 2-1,16 1052-2016 «Масла: смазочные для газопере¬
качивающих агрегатов. Методика определения прогнозируемого срока
хранения».
11. Пособие для изучения Правил технической эксплуатации
электрических станций и сетей. Раздел: Ш* Электротехническое оборудо¬
вание» Часть 2, глава 5.14 «Энергетические масла». - М,: ОРГРЭС,
2005. - С» 240-285. ’ '
12. Шу варин Д.В. Энергетические масла, Актуальные вопро¬
сы применения и контроля качества. М.: Энергетик, 201.1. - № I. -
1.1 10-1% ‘ ‘
13. Татур И.Р., Спиркин В.Г,, ШуваритЩ.В. и др. Применение
алюмосиликатов для адсорбционной очистки энергетических масел
(турбинные масла). 'Защита окружающей среды в нефтегазовом ком¬
плексе. - 2015. - № 10. - С. 23-27. ‘
14. СТО РусГидро 02.01,112—201.5 -«Гидроэлектростанции. Энерге¬
тические масла и маслохозяйСтва. Организация эксплуатации и техни¬
ческого обслуживания. Нормы и требования ПАО «РусГидро».

ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
СТАНДАРТЫ,Й0ДОЛЬЗУЕМЬ1Е'.ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ
ДОКАЗАТЕЛЕН ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
Таблица ГП
Российские и зарубежные стандарты
Номер стандарта
Название стандарта
ГОСТ ЦНЙШ
Нефтепродукты. Прозрачные и непро¬
зрачные жидкости. Определение ки¬
нематической вязкости и расчет дина¬
мической вязкости
ASTM D445
Standard Т<м Method for Kinematic
Viscosity of Transparent and Opaque
Liquids (and Calculation of Dynamic
Viscosity) (Стандартный метод опре-
деления кинематической вязкости про¬
зрачных и непрозрачных жидкостей
(и расчет динамической вязкости))
ТОСТ 25371-97
Нефтепродукты. Расчет индекса вил
(ЙСО 2909-81)
кости по кинематической вязкости
ASTM D2270
Standard Practice for Calculating
Viscosity Index from Kinematic
Viscosity at 40 and 100 ‘“Cl (Стан-
дартная методика расчета индекса
вязкости по кинематической вязкости
при температуре 40 °С и 100 °С)
ТОеТ 433М7
Нефтепродукты. Методы определения
температур вспышки и воспламенения
в открытом тигле (с Изменением М 1)
185

Продолжение1: табл. Ш
Номер стандарта
Название стандарта
ГОСТ 6351®
Нефтепродукты. Метод, определения
температуры вспышки в 'закрытом
тигле (с Изменениями № 1, 2, 3)
ASTM D92
Standard test:, method for flash and fire
points by clc\ohmd open cup tester
(Стандартный метод определения тем1
пературы вспышки и температуры
воспламенения нефтепродуктов в от¬
крытом тигле Кливленда)
ASTM 1)93
Standard t ем methods for flash point
by Pensky-Martens; closed cup tester,
automated flash point, automated Pen-
sky-Martens closed pup (Стандартные
методы определения температуры
вспышки в закрытом тигле Пенски -
Мартенса)
ISO 2592.2000
Determination.of flash and fire points —
Cleveland open cup method (Нефте¬
продукты. Методы определения test
ператур вспышки и воспламенения в
открытом тигле)
ISO 2719:2016
Determination of flash point - Pensky-
Martens closed cup method (Нефте1
продукты. Методы определения тем¬
пературы вспышки в закрытом тигле
Шнеки - Мартенса)
ГОЙГ 20287-91
Нефтепродукты. Методы определения
температур текучести и застывания
ГОСТ Pf1069-97
Нефть и Нефтепродукты. Метод оп¬
ределения плотности, относительной
плотности и плотности в градусах API
ареометром
ASTM 1)1298
Standard test method for density, rela¬
tive density, or api gravity of crude j§|
troleum and liquid petroleum products-
by hydrometer method (Стандартный
метод определения плотности; относи¬
тельной плотности или плотности в
градусах API сырой нефти и жидких
нефтепродуктов ареометром)
186

Продолжение табл. П1
Номер стандарта
Название стандарта
AS'I'M 1>10.) 2
Standard test, method for dcii'-ii.у. rela¬
tive density, and APT gravity
of liquids In digital density meter
(Стандартный метод определения
плотности, относительной плотности
и плотности API (в градусах амери¬
канского нефтяного института) жид¬
кое гей Щ помощью цифрового арео¬
метра)
ГОСТ 20284-74
Нефтепродукты. Метод определения
цвета на колориметре 11.1 ГГ
AS'I'M DIjOO
Standard Test Method for ASTM Color
of Petroleum Products.) (Стандартный
Метод определения цвета нефтепро¬
дуктов по ASTM (цветовая шка¬
ла ASTM))
ГОСТ 32327-2013
Нефтепродукты. Определение кислот¬
ного числа потенциометрическим тит¬
рованием
ГОСТ 32328-2013
Нефтепродукты и смазочные материа¬
лы. Определение кислотного и щелоч
ного числа титрованием с цветным ин¬
дикатором
ASTM:B66;4
Acid number by potentiometric-titration
(Стандартный метод определения кис¬
лотного числа нефтепродуктов с по¬
мощью потенциометрического i и фо¬
нация)
ASTM D974
Acid number by color indicator titration
(Стандартный меГод определения
кислотного и щелочного1 числа с по¬
мощью титрования с цветным индика¬
тором)
.ASTM D3339
Standard test method for acid number
of petroleum products by semi-micro1
color indicator titration (Стандартный
метод опредедёния кислотного числа,
нефтепродуктов методом полумикро¬
тИтрования с цветным индикатором)
187

Продолжение1: табл. Ш
Номер Стандарта
Название стандарта
ГОСТ 17215-2001
Чистота промышленная. Классы чи¬
стоты жидкостей
ГОСТ ISO 13357-1-2013
Нефтепродукты. Определение филь¬
тру емости смазочных масел. Часть Г.
Метод для масел в присутствии воды
РД 34.43.102-96
Инструкция по эксплуатации нефтя¬
ных турбинных масел
ГОСТ 2477-2014
Нефть и нефтепродукты. Метод опре¬
деления содержания воды
astm ;©6304
Standard test: method for determination
of water in pel rolenni products,
lubricating oils, and additives by
CoulometriC; Karl Fischer titration
(Стандартный метод определения в л#
ги в нефтепродуктах, смазочных мас¬
лах и присадках кулонометрическим
титрованием по Карлу Фишеру)
ГОСТ Р 54281-2010
Нефтепродукты, смазочные, масла и
присадки. Метод определения воды
кулонометрическим титрованием по
Карлу Фишеру
ASTM D943
Oxidation stability-of inhibited mineral
oils (Стандартный метод определения
характеристик окисления ингибиро¬
ванных минеральных масел)
ASTM D4310
Standard test, method for determination
of sludging and corrosion tendencies of
inhibited mineral oils (Стандартный
метод определения СкДониости к окис¬
лению и осадкообразованию ингиби¬
рованных минеральных масел для па¬
ровых турбин)
ASTM 1)2272
Oxidation stability of Steam turbine oils
by rotating pressure vessel (Стандарт¬
ный метод определения окислительной
стабильности масел для паровых тур¬
бин методом вращения сосудов высо¬
кого давления)
188

Продолжение1: табл. Ш
Номер Стандарта
Название стандарта
ГОСТ 981-75
Масла нефтяные. Метод определения
Стабильности против окисления, (с Из¬
менениями № 1, 2, 3, 4)
®0 Газпром 2-2*134-2007
Методика оценки эксплуатационных
свойств смазочных масел
ГОСТ 23797-79
Масла для авиационных: газотурбин¬
ных двигателей, Метод определении
термоокислительной стабильности в
объеме масла
ASTM D130
Standard test method for corrosiveness
to copper from petroleum products by
copper strip test (Стандартный метод
определения коррозионной агрессив¬
ности нефтепродуктов (проба на мед¬
ную пластинку,I)
Л STM D665
Standard test method for rust-preven¬
ting characteristics of inhibited mineral
oil in the presence of water ((Стандарт¬
ный метод антикоррозионных харак¬
теристик ингибированных минераль¬
ных масел в присутствии воды)
ГОСТ 32344-2013
Масла смазочные. Определение вспе¬
нив аемости
ASTM D892.
Standard test method for пы proven
ting characteristics of inhibited mineral
oil in the presence of water, test method
for foaming characteristics of lubricating
oils (Стандартный метод антикоррози¬
онных , характеристик ингибированных
минеральных масел в присутствии вО^-
ды для определения характеристик
вспенивания смазочных масел)
ГОСТ ISO 9120320:15
Масла нефтяные. Определение спо¬
собности к выделению воздуха. Метод
с применением импинджера
ASTM D1401
Standard test method for :water
separability of petroleum oils and synt¬
hetic fluids (Стандартный метод для
воды отделимости от нефтяных ма¬
сел и синтетических жидкостей)
189

Продолжение I а б л. Ill
Номер стандарта
Название стандарта
ГОСТ 12068-66
Масла нефтяные. Метод определения
времени деэмульсации
DIN ISO 6614:1,994
Petroleum products,, Determination of
water separability of petroleum oils
and synthetic fluids (Нефтепродукты.
Определение способности нефтяных
масел и синтетических жидкостей от¬
деляться от. воды)
DIN 51381
Testing of lubricating oils, governor oils
and hydraulik fluids; determination of
air release properties (Масла смазоч¬
ные;. масла регуляторные и гидравли¬
ческие жидкости. Определение деаэ¬
рирующей способности)
ASTM D3427
Standard test method for air release
properties of hydrocarbon based oils
(Стандартный метод испытаний для
определения свойств воздухоотдейения
нефтяных масел)
ГОСТ 9490-75
Материалы смазочные жидкие и пла¬
стичные. Метод определения триболо¬
гических характеристик на четырех¬
шариковой машине
ASTM D4172
Standard test method for wear preven¬
tive characteristics of lubricating fluid
(Four-Ball Method)
ASTM D5182
Standard test method for evaluating the
scuffing load capacity of oils (!•'/.( I
Visual Method)
ASTM 1)72 If:
Standard pt method for determination
of the oxidation of used lubricants In
FT 1R using peak, area increase calcula¬
tion
ASTM D7418
Standard practice for set-up and opera
tion of fourier transform infrared (FT-IR)
190

Продолжение I а б л. Ill
Номер стандарта
Название стандарта
spectrometers for in-service oil condi¬
tion monitoring
Л STM K2 1I2
Standard practice for condition
monitoring of in-service lubricants by
trend analysis using fo.urier transform
infrared (FTTR) spectrometry
Л STM Ш591
Standard test method for determining
temperatures and heats of transitions, of
flu prop olymers by differential Scanning
calorimetry
Л STM 1),") 18.1
Standard test method for multielement,
determination of used and unused
lubricating oils and base MB In
inductively coupled plasma atomic
emission spectrometry
ASTM D6595
Standard teSfe method for determination
of wear metals and Contaminants in
used lubricating oils or used hydraulic
fluids by rotating disc; electrode atomic
emission spectrometry
.ASTM D6186
Standard test method for oxidation
induction time of lubricating oils
by pressure differential scanning
calorimetry (PDSE) (Стандартный ме¬
тод определения индукционного пери¬
ода окисления смазочных масел е по¬
мощью дифференциальной сканирую¬
щей калориметрии под давлением
шскд»
!’Д .11. 1.1.20!) 97
Экспресс-метод определения антиокие-
лительной присадки (иойола) в сне
жих и эксплуатационных маслах
РД 15 3-34.0-43.210-00
Масла турбинные нефтяные и огне¬
стойкие. Метод определения объемно¬
го воЛдухосодержания масла.
191

С£Э
ю
Приложение 2
М ЕЖДУНАРОДНЫЕ СТАНДАРТЫ И СПЕЦИФИКАЦИИ НА ТУРБИННЫЕ МАСЛА
Таб лица 112
Спецификации для турбинных масел компании Siemens
Показатель
Siemens TLV 901304,
май 2010.
Турбинные масла со стан¬
дартной термической ста¬
бильностью
Siemens TLV 901304,
май 2010.
Турбинные масла с высокой
термической стабильностью
Метод испытаний
Класс вязкости
ISO 32
ISO 46
ISO 32
ISO 46
ASTM
Кинематическая вязкость при
40 °С, ммV®
28,8-35,2
41,4-50,6
28,8-35,2
41,4-50,6
D445
Индекс вязкости, не менее
90
90
02270
Плотность при Ш А/ кг / м/
не более
880
900
-
094£/01298
Температура вспышки, °С, не
менее
200
200
D92
Температура застывания,
не более
-6
-6
09.7
Кислотное число, мг KOI 1; г.
не более
о.з
0,3
0974
Пенообразование: последова
тельность I при 21 С . менее
450/0
150/0
0892

Воздухботдейениё при |0 Ч .
мин, не более
4
4
D3427
Время деэмульсации при
$4 ®, мин, не более
30
30
.1.11401
Время деамульёации паром, г.
не более
.300
-
DIM 5 1598-1
Коррозия:
медь в течение Ц ч при
100 С. не более
сталь, метод В
2
Выдерживает
2
Выдерживает
1 ИЗО
D665
ТС 1ST, ч до кислотного числа
2,0 мг КС ИВ г. не менее
3000
3000
D943
RPVOT, мин, не менее
-
750
112272
Класс промышленной чисто¬
ты, менее
20 ' 17 11
2&Т17/14
ISO 4406
Содержание воды, мрДкг, не
более
200
200
111.83 1)1744
Содержание цинка, ppm, не
более
5
0.00.1 % масс.
-
I-/.C1. цикл, не менее
8
8
D4172

Таблица 11
Спецификации для турбинных масел компаний ALSTOM и SOLAR
Показатель
ALSTOM HTGD 90 117 V0001X,
январь 2012
SOLAR ES 9-224W,
февраль 2007
Метод испыта¬
ний
К. ia.c< вязкости
ISO 32
ISO 46
ISO 68
ISO 32
ISO 46
ASTM
Кинематическая вязкость при
40 ‘’'С, мм2,- с
28,8-35,2
41,4-50,6
61,2-74,8
28,8-35,2
41,4-50,6
D445
Индекс вязкости, не менее
90
-
D2270
Плотность при 15 ®£j, кг м/ не
более
880
900
-
1 >911. 1 >1296
Температура вспышки, °С, не менее
.220
220
199
D92
Температура застывания, еС, не
более
-9
-6
-
D97
Кислотное число, мг КОН. Т, не
более:
без ЕР присадок,
с ЕР присадками
О о
со ю
-
D664/ D974
Пенообразование:
последовательность I при 25 ЙС
посЛёДоватёльность II при 95 °С
последовательность III при 2л Ч
300/0
50,/0
300/0
.50. с.
5:0/0
50/0
D892
Воздукоотделение при. 50 мин,
не более
4
7
-
03427
Время дёэмульсации при 54 °0,
мин, не более
30
30
40-40-0
D1401

Время деэмульсации паром, с, не
более
300
-
DIN 51598-1
Коррозия:
медь в течение 3 ч при 100 Щ/g
не более
сталь, метод В
2
Выдерживает
lb
Выдерживает
1)13.0
D665
TOST, ч до кислотного числа
2,0 мг KOH/fj не менее
-
2000
D943
T OST, ч до кислотного числа
0,5 мг К.( >11 г. не менее
2000
-
RPVOT, мин, ре менее
300
-
D2272
Класс промышленной чистоты, не
менее
IS ' 1.3
16, It, 12
ISO 4406
Содержание боды, ми/кг, не более
200
-
D15tT/Di744
Фильтруемость, не менее:
уровень 1 Щ
уровень 2 Ж
93
85
-
ISO 13357-2
Содержание цинка, ppm, не более
5
0,005 % масс.
-
1-У,<3. цикл, не менее
|
6 7
D4172
Диаметр inn на износа на 4111 Л),
мм, при натрузке 396 Н, 1 ч, тем¬
пературе 75s йС и среда 1200 ppm,
не более
0,9
D4172
Электрическое сопротивление при
20 ( , Ом ’
-
Определяется
D4308/D1169

ie Таблица П4
Спецификации для турбинных масел компании General Electric
Показатель
GEK 107395А
GEK 32568Н
GEK 32568Н
GEK 465G6E
Метод ис¬
пытаний
Высокие тем¬
пературы
Газовые .тур¬
бины, высокие
температуры
Газовые тур¬
бины, высокие
температуры
Паровые тур¬
бины
Класс вязкости
ISO 32
-
-
ISO 32
AS ГМ
Кинематическая вязкость, ййй с:
при И) Ч,
при 100 %
28,8-35,2
28.8 85.2
28.0 26.2
29,6-36,3
5,09-5,74
D445
Индекс вязкости, не менее
98
95
125
-
D2270
Плотность при Щ /5, кг . мч не
более
83(0890
-
-
-
01298
Температура вспышки, °С3 не ме¬
нее
215
2.15
230
191
092
Температура застывания, “С, не
более
-12
-12
-40
-
D97
Цвет, не более
2
2
2
2
D1500
Кислотное число, мг К< >11 ''г. не
более
0,2
0,2
-
0,2
0661/0974

Ценообразование:
послёДоватёдьноеть I при 25 °С
50/0
50/0
25 0
-
D892
последовательность 11 при 95 ПС
50/0
50/0.
0/0
послёДоватёдьноеть III при 25 (.
50/0
50/0
0/0
Воздухо.отделение при 50 ®'С, мин,
не более
5
1
-
D3427
Время деэмульсации при 54 Щ,,
мин, не более
зо
-
-
01401
Коррозия:
медь в течение ч при 100 Щ,,
не более
1Ь
1Ь
lb
—
D130
сталь, метод В
Выдерживает
-
-
-
ТС 1ST, ч до кислотного числа
2,0 мг КС НК г. не менее
7000
5000
-
2000
D943
RPVOT, мин, не менее RPVOT
1000
500
_
250
D2272
(модифицированный), % от немо¬
дифицированного, не менее
85
85
Содержание воды, % масс., не бо-
0,02
-
-
0,01
Е203
лее

Таблица П5
Спецификации для турбинных масел компании MAN TURBO
Доказатель
МА\ 1111 ) 10000494596 001 02
Метод испытаний
Класс вязкости
и
46
DK 51 562-1
DIN EN ISO 3104
ASTM 1 Ж...
Индекс вязкости, не
менее
я
DIN. ISO 2909
ASTM D2270
Плотность при 15 Ч .
не. более
900
DIN 31757
ISO . 167 .1
ASTM D1298
Цвет, не более.
2
DIN ISO 2592
ASTM D1500
Температура вспыш¬
ки, °С, не менее
180
DIN ISO 2592
ASTM D92
Температура засты¬
вания, Щ, не >.'iee
-9
DIN H\ ISO 3016
ASTM 1 '>97
Кислотное число, мг
К () IГ .'г. не более
без ЕР присадок
Ц ЕР присадками
0,25
0,35:
ASTM D664
Коксуемость,
% масс., не более
0,01
DIN EN ISO 6245
ASTM D482
Содержание метал¬
лов, мг. кг. не |о-
лее;
/| |. (.11
другие
ф
10
Определяется
дополнительно
Содержание воды,
мг •• кг. не более
150
Dffif ai 777-1
DIN E\ ISO 12937
ASTM D1744
Время деэмульса-
ции паром, Ц не, |о-
Лее
зоо
DIN 21589
Время деэмульсации
при 54 Щщ мин, не
более
20
40-40-0
DIN ISO 6614
ASTM D1401
Воздухоотделение
при 50 °С, мин, не
более
%
ISO VG 68, не более 6
DIN ISO 71 2D
ISO 9120
ASTM D3427
198

Продолжение1: табл. П-1
Показатель
MAN TED 10000494596 001 02
Метод испытаний1
Коррозия:
DIN EN ISO- 2160
медь в течение ч
2
A STM D3427
при 100 ®С, не
DIN ISO 7120
более
ASTM D3427
б искусственной
Проходит
морской воде, ме-
тод Б
Класе промышлен-
17/ЩЙ
ISO 4406
ной чистоты, не ме-
6
NAS 1638
нее
SAE AS 4058
Стабильность при
1Ё0/Ш?/:150
PIN Щ 566
деэмульсации при
0 0- т | (ю мин)
ASTM D892
мл) не более
ISO 6247
TOST,. '1 до кислот-
DIN 51, 58
ного числа 2,0 мг
ASTM D943:
КОП Т. не менее:
ISO 4263:
стандартные тре-
4000
бования
высокие требова-
6000
ния
RPVC>Т. мин, не
A$TM D2272
менее:
стандартные тре-
|50
бования
высокие требова-
600
ния
цикл, не ме
8
ASTM 1 >1172
нее
Та блица- 116
Спецификация ISO 8086 на турбинные масла L-TSA и L-TGA
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
32:
46
68
ISO 3448
Кинематическая вяз¬
кость при 40 ад
мм2/с
28,:|ШР
[р.4 .til п
61,2-74,8
ISO ЗИН
199

Продолжение1: табл. Пб
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
32
46
68
ISO 3448
Индекс вязкости, не
менее
90
ISO 2909
Плотность при 152°0,
кщШ не. более
Не нормируется, определение
обязательно
IS0121S,. 367.i
Температура вспыш¬
ки, °С, не менее:
в открытом тигле
в закрытом тигле
186
170
186
170
186
170
ISO 2592
ISO 2719
Темпера!'. (:•;< .UK ты
ваиия, °С, не более
-6
ISO 3016
Кислотное число, мг
КОН .г. не .более
0,2
ISO 66Ш '6619
или 7537
Содержание воды,
% масс., не более
0,02
ISO 629g#P®3?
Пенообразование:
последов атель ность
I при 25 °С
последов атель ность
II при 9РЦ
последов атель ность
III при 25 °С
450/0
50/Й
45|/Й
ISO 6247
Воддухоотделение
при ,|0 мин. не
более
1
S
б
ISO'9120
Коррозия:
медь в течение 3 ч
при 100 ЯЩнё более
защитные, свойства
21 ч
1
■Выдерживает
ISO 7120 (Б)
Деэмульсации
при 54 мин, не
более
:зо
ISO 8614
RPVOT, мин
Определяется
ASTM 2272-02
200

Продолжение1: табл. Пб
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
ш
46
68
ISO 3448
Стабильность к окис¬
лению СГ< 1ST):
кис in nine число,,
мг К< )l 1 г при
1000 Ч, не более
осадок мг при
1000 Ч, не более
до кислотного, чис¬
ла 2,0 мг КС >1! - г.
ч, не менее
3500
0,1
200
3000
2500
ISO 4263-1
Стабильность ;К окис¬
лению:
общее содержание
продуктов окисле¬
ния, масс.. не
более
осадок, % масс., не
более
0,40
0,2;5
0,50
0,30
0,50
0,30
ISO 7624
Фильтруембсть .{су¬
хая )>: %, не менее
85
ISO 13357-2
Фильтруембсть
(влажная), Щ, не ме¬
нее
Проходит
ISO 13357-1
Чистота на стадии
поставки, не более
oJliJTM
ISO 4406
Таблица 117
Спецификация ISO 8086 на турбинные масла L-TSE и L-TGE
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
32
46
68
ISO 3448
Кинематическая
вязкость при 40 Щ,
мм2/с
28.8 За.2
41,4-50,6
61,2-74,8
ISO 3104
201

Продолжение1: табл. П7
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
32
46
68
ISO 3448
Индекс вязкости,
не менее
90
ISO 2909
Плотность при
15 •('. кг,4|Й не
более
Не нормируется, определение
обязательно:
ISO 12 IN..,: 567.:.
Температура
вспышки, °С,
не менее:
в открытом тигле
в закрытом тигле
186
170
186
170
186
.170
ISO 2592
ISO 2719
'"Температура засты
нации. Н . не более
-6
ISO 3016
Кислотное число,
мг КОН/Е, не бо-
йее
0.2
IS0 661&46619
или 7537
Содержание воды,
Ж, масс.,; не бо¬
лее
0,02
ISO 6256 12987
Пенообразование:
последователь¬
ность I при 25 Ш
последователь¬
ность II при
95 °С "
последователь-
нбсть 111 25 Щ
450-#0
50 0:
150_,< 0
ISO 6247
Воздухоотделение
при 50' ЧХ мин, не
более
1
J
6
ISO 9120
Коррозия:
медь в течение 3 ч
при 100 SC, не
более
защитные свой
ства 24 ч
1
Выдерживает
ISO 7120 (Б)
ISO 7120 (Б)
202

Продолжение1: табл. П7
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
ш
46
68
ISO 3448
Деэмульсации при
■IPBL мин, не более
30
ISO 8614
RPVOT, мин
Определяется
ASTM 2272-02
Стабильность к
окислению (TOST):
кислотное числа,
мг К( >1 Г/г при.
1000 ч, не белее
осадок, мг, при.
1000 ч, не белее
до кислотного
числа 2,0 мг
КОН. Г, ч, не
менее
3500
0,3
200
Зооо
2500
ISO 4263-1
Стабильность к
окислению:
общее содержа¬
ние продуктов
окисления,
% масс., не более
осадок, Р масс,,
не более
0,40
0,25
0,50
0,30
ijb
0,30
ISO 7624
Фильтруемость (су¬
хая ), Ш, не менее
85
ISO 13357-2
Фильтруемость
(влажная), %, не
менее
Проходит
ISO 13357-1
Чистота на стадии
поставки, не болбе
ISO 4406

Таблица П8
Спецификация ISO 8086 на турбинные масла L-TGE и L-TGSB
Показатель
Клас с вязкости
Метод испыта¬
ний
32
46
68
ISO 3:448
Кинематическая вяз¬
кость при 40 о:С,
ММ?/®'
28.8 Зл.2
41,4-50,6
61,2-74,8
ISO 3104
Индекс вязкости, не
менее
90
ISO 2909
Плотность при ip С.
щ/й3, не более
Не нормируется, определён
ние обязательно
ISO
12185/13675
Температура вспыш¬
ки, °С, не менее:
в открытом тигле
в закрытом тигле
200
190
200
190
200
190
ISO 2592
ISO 27.19
Температура' застыва¬
ния, Щщ не более
-6
ISO 3016
Кислотное число, мг
КОН г. не более
0,2
ISO 6618/6619
или 7537
Содержание воды,
% масс., не более
0,02
ISO 6296,./12337
Пенообразование:
последов атель ность
I при 25 С
последов атель ность
И при 95 J£?
последов атель ность
III при 25 °С
50./ 0
i:.o о
ISO 6247
Воздухоатделение при
|0 Ч , мин, не более
5
I
6
ISO 9120
Коррозия:
медь в течение 3 ч
при 100 °С, не более
защитные свойства
24 ч
1
Вьщерживает
ISO 7120 (Б)
204

Продолжение1: табл. П8
Показатель
Класс вязкости
Метод испыта¬
ний
32
46
68
ISO 3448
Деэмульсации при
И мин, не бодре
:зо
ISO 8614
RPVOT, мин
750
750
760
ASTM 2272-02
RPVOT (модифици¬
рованный), % от це-
модифицированного j
не менее
8|
85
85
ASTM 2272 02
Стабильность к окж>
лению (TOST):
до кислотного числа
2,0 мг К( И1 / г. ч,
не менее
3500
3000
2500
ISO 1265 1
Стабильность к окис¬
лению при 175 °С и
72 ч} не более:
изменение вязкости,
%, не более
кислотное число мг
КОН/г, не более
изменение со дер
жания металла,
мг/ см2:
сталь
алюминий
кальций
медь
магний
Опреде
ляется
Опреде¬
ляется
±0,25
±0,25
±0,25
±0,25
то Л
Опреде¬
ляется
Опреде¬
ляется
•0,2л
•0,2л
-0,24
±0,25
0,2 л
Опреде¬
ляется
Опреде¬
ляется
±0,25¬
0.2л
-0,24
±0,25
±0,25
ASTM D4636
Фильтруемость (су1-
хая). °'о, не менее
85
ISO 13357-2
Фильтруемость (влаж¬
ная),, Щ не менее
Проходит
ISO 13357-1
Чтила па стадии по¬
ставки, не более
у/Щ'14
ISO 4406
205

206
Приложение 3
ПРИСАДКИ ДЛЯ ТУРБИННЫХ МАСЕЛ
Таблица П9
Состав и физико-химические характеристики присадок для турбинных масел
Номер
К II
Химическая формула сопли
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
1
Антиокислш)
ОН
(CHOiC^^^cccHj)!
си,
Брутто-формула С'• 51 !:■:<)
гельные присадки и д
4-метил 2.6 ли
трет-бутилфенол
еактиваторы
Агидол-1
кталлов
Порошок белого цвета.
Температура плавления 69,5¬
69,8 °С. '
Массовая доля основного вещества,
не менее 99,7 % масс.
Рекомендуемая концентрация 0,8¬
0,9 % масс.
2
ОН
(СНО^^^^СССН,)!
Брутто-формула С • <11 )
2,6-диаЛкилфенол-
ц-этилалкилат или
бензолпроианов ая
кислота; 3,5-бис
(1,1 - диметилэтил) -
4-гидрокси, мети¬
ловый эфир
Irganox L135
Прозрачная жидкость, желтого или
коричневого цвета.
Плотность 20 °С, 970 кг м:!. sjf
1,493-1,499.
Кинематическая вязкость при 40 °С
95-150 сСт.
Температура вспышки в ОТ, не ме¬
нее 150 °С.
Кислотное число 9,5, мг КОН г.
Рекомендуемая концентрация до
0,2 % масс.

207
3
N- [ (1,1,3,3-тетраме-
тилбутил)фенил]
нафталин-фенил]
нафталин-наф¬
талин-1-амин
Irganox L 06
Порошок от желтого до темно¬
коричневого цвета.
Температура плавления свыше
75,0 °С.
Температура вспышки, не менее
185 °С.
Растворимость в нефтяных маслах
3, в эфирах 5,0, в воде менее
0,01 % масс.
Содержание азота 4,2 % масс.
4
3,5-ди-трет-бутил-4-
гидроксикфенил
Additin
RC7201
Кристаллический порошок от бело¬
го до светло-желтого цвета.
Температура вспышки в открытом
тигле не менее 290 °С.
Температура плавления 110-125 °С
5
4,4-д инонилд ифе-
ниламин
ДАТ RF5067
Вязкая прозрачная жидкость,
желтого или темно-вишневого
цвета.
Кинематическая вязкость при 100 °С
14-25 сСт, ид0 1,550-1,566.
Температура вспышки 155 °С
6
Ч О
НО—О у— (СН2)2^С— о—сн2-
Брутто-формула С18Н37О3
-с
4
3-(3,5-ди-трет-
бутил-4-гидрокси-
фенил)пропионат
Irganox 1010
Кристаллы от белого до желтого
цвета.
Температура плавления 110-125 °С.
Плотность при 25 °С 1150 кг/м3.
Температура вспышки 297 °С.
Растворимость, % масс.: в нефтя¬
ных маслах 0,1-0,5, в эфирах 2,0, в
воде менее 0,01

208
Продолжение табл. П9
Номер
и л
Химическая формула .'соски:
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
7
Производные триа-
зола
trgamet .10
Кинематическая вязкость при 40 ЙС
не менее 33 мм-*/ с.
Плотность при 20 не менее
920 кг/м3.
Кислотное число мг КОН/т не ме¬
нее 10.
Содержание азота не менее
17 % масс.
Растворимость в базовых маслах I,
II и III групп до 10 % Об.,
IV группы (ПАОМ) 0,5 % об.
8
Алкил lo.ivo.ia.iKji
ламинотриазол или
№бензотриазол-1-
метанамин, N, $:-
бис (2-этилгеКеил)
Irgamet .39
Прозрачная жидкость от .желтого
до коричневого цвета.
Кинематическая вязкость при 40 *Ш
не менее 80 мм%"с*
Плотность при 20 Q© не менее
950 кг м *
Ингибиторы коррозии
9
Кислый эфир ал¬
кенилянтарной
кислоты
В if/41
Прозрачная вязкая жидкость от
светло-коричневого цвета.
Кислотное число мг КОП г
170 200

209
10
Гидрбксиалкил
карбоксйловый
эфир
1 .nliri/ol 859
Прозрачная жидкость.
Вязкость при 40 Щ 2330 сСт.
Плотность при 20 °С. не менее
970 Щ/м3
и
R-CH-COOH
П1-, 0 )011
30 % масс, раствор кислого
эфира в масле
Сложный эфир ян¬
тарной кислоты
Irgacor L-12
Прозрачная жидкость от желтого
.4' :■ коричневого цвета.
Кинематическая вязкость при 40
1.3:00 мм%/: с.
Плотность при 20 ;®С не менее
960 кт/'м3.
Температура вспышки не Менее
te<Pc. " '
Растворимость, % масс., в воде ме¬
нее 0,01; в нефтяных маслах до 5.
Рекомендуемая концентрация для ин¬
дустриальных масел 0,02-0,1 % масс.
12
30 % масс, раствор кислого
эфира алкенилянтарной кисло¬
ты в нефтяном масле
ADDIT1N
KC48Q1
Прозрачная жидкость.
Кинематическая вязкость при 40 ЧЦ?
не Менее 1100 ям2;.Ар:,
Плотность при 20 ЧВ не менее
970 К;Г;/'м3.
Кислотное число более 160 мг
К< >11. 'г. Пиело омыления не более
2Щ КОИ. г.
Температура вспышки не менее
150 °С. '
Содержание нефтяного масла не
более 30 % масс.
Рекомендуемая концентрация 0.03
0,05 масс.

210
Продолжение табл. П9
Номер
н. п
Химическая формулдХшетав
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
13
Щ X масс, раствор кислого
-
ADDOTN
Прозрачная жидкость, крас но ко
эфира алкенилянтарной кисло-
RC4802
ричневого цвета.
ты в нефтяном масле
Кинематическая вязкость при 40
не менее 2300 мм*/т&
Плотность при 20 -“Щ не менее
920 кг/м3.
Кислотное число не более 50 мг
1« >11. г.
Общее щелочное число не менее
Ц. КОМ г.
Температура вспышки не ме¬
нее 16.) Ч'.
Содержание нефтяного масла
50 Щ масс.
Рекомендуемая Концентрация 0,03¬
0,05 % масс.
ДеШуЖга iпоры
14
-
Влокшполимер
Дипрокса-
Прозрачная вязкая жидкость от
окисей этилена и
мин-157
желтого до коричневого цвета.
пропилена
Массовая доля азота 0.50 О,.);) %,
Массовая доля золы не более
0,5 1,
Рекомендуемая концентрация 0,02¬
0,04 % масс.

15
—
Полиэфир
Lubrizol 5172
Беззольный компонент.
Кинематическая вязкость при 40 °С
380 мм?/с.
Плотность при 20 °С не менее
1015 кг/м3
16
Ш3
Блоксополимер
Pluronic РЕ
Бесцветная, прозрачная или слегка
этиленоксида и
8100
мутная жидкость.
IIOU ИД Н .< )».<< IR II.I.U IM H O) II
пропиленоксида
Молекулярная масса пропилен¬
гликолевого блока 2300 г/моль.
Процентное содержание полиэти¬
ленгликоля в молекуле 10 %.
Совместимы с неионогенными,
катионными и анионо активными
ПАВ
Антифрикционные
присадки
17
S о
3-[ [бис(2-метйлпро-
Irgalube 353
Жидкость прозрачная, желтого цве-
II
покси)фосфинотио-
та или с зеленоватым оттенком.
ил]тио]-2-метил-
Кинематическая вязкость при 40 °С
пропановая кислота
не менее 90 мм3/с.
Плотность при 20 °С не менее
1100 кг/м3.
Кислотное число не менее 160 мг
КОН г.
Содержание элементов, % масс., не
менее: сера 19,0, фосфор 9,0.
Рекомендуемая концентрация при¬
садки 0,02-0,04 % масс.

212
Продолжение табл. П9
Номер
п и
Химическая формула / состав
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
18
<p^o--p-s
R
lie.uii.'iiiiibiii линю
фосфат
Irgalube 232
Светло-желтая жидкость.
Вязкость кинематическая при 40 °С
36 мм2/с.
Содержание элементов, % масс.,
не менее: сера 8,0, фосфор 8,0.
Температура вспышки не менее
160 °С. ‘
Плотность при 20 °С Не менее
1180 кг/м3.
Кислотное число не более 10 мг
К()11 г
19
RO\p^s
RCK ^SR'
Беззольный, бес
хлорный диалкил-
дитиофосфат
HiTec-511 Т
Вязкость кинематическая при 10 °С
95 мм2//.
Температура вспышки 95 °С.
Плотность при 20 °С 1080¬
1015.
Кислотное число 150-175 мг KOI 1 г.
45 1,450-1,550.
Содержание элементов, %, не ме¬
нее: сера 18-20, фосфор 8,0¬
10,0.
Рекомендуемая концентрация при¬
садки 0,02-0,04 % масс.

213
20
S
II
Г
II
S-
90 % раствор диалкилдитио-
фосфата цинка в масле
Ди алкилдитиофос -
фата цинка
ЦД-7
Вязкость кинематическая при
100 °С 9,2 мм2/с, массовая доля
цинка не менее 10 %.
Температура вспышки 162 °С
21
S
II
Г
II
S-
50 % раствор диалкилдитио-
фосфата цинка в масле
Диалкилдитиофос-
фат цинка
ДФ-11
Вязкость кинематическая при
100 °С 5 мм2/с.
Содержание элементов, % масс.,
не менее: цинк 5, фосфор 4,4.
Диаметр пятна износа (нагрузка
392 Н при 20 °С) 0,5 мм
22
85-100 % раствор диалкил-
дитилфосфата цинка, модифи¬
цированного бором в нефтяном
масле
А-22
Кинематическая вязкость при
100 °С 8 мм2/с.
Плотность при 15 °С 1115 кг/м3.
Содержание элементов, % масс.:
сера 15, фосфор 7,8, цинк 9,0.
Оптимальная концентрация
0,6-1,3 % масс.

214
Продолжение табл. П9
Номер
Ц II
Химическая форму ла/состав
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
23
Сложные эфиры Сульфирован¬
ных жирных растительных кис¬
лот без минерального масла
ADDITIN
RC2310
Прозрачная светло-коричневая
жидкость.
Кинематическая вязкость при 40 ®С
не менее 30 мм3/с.
Плотность при 20 Щ не менее
962 кг/м3.
Температура вспышки не менее 15.0
"'
Содержание элементов, % масс., не
менее: сера 7,0, активная се¬
ра 1,0
Противтгенные присадки
2 4
Неиногенный ПАВ, алфатиче-
-
Synative АС'
ская и ароматическая жидкость
АМН 2
Цлртность при 20 ®§j 810—
840 кг. М1.
Температура вспышки около 70 °Е.
Кислотное число не более 5 мг
КОЫ/’п аминное число 13—15 мг
К( )11/ г.
Содержание воды не более
1,0 % масс.
Рекомендуемая концентрация 0,05^
0,30 % масс.

Пакеты присадок
ш
Композиция антиоксидантов,
ингибиторов коррозии и деакти¬
ваторов цветных металлов
AD0ITIN К©
9321
Прозрачная, светло-коричневая,
маловязкая жидкость.
Кинематическая вязкость при 40 о:С
не менее 80 дар/©
Плотность при 20 :°C не менее
1000
Содержание элементов, % масс., не
менее: азот 3,6, фосфор 0,5, се
ра 7,0.
Рекомендуемая концентрация 0,3¬
0,6 % масс.
26
Композиция антиоксидантов,
пассиваторов металла, деэмуль¬
гатора и антипенного компонен¬
та
Lubrizol
5 iSB
Кинематическая вязкость при 40 42
47 ммЩгЩ при 100 "С - 5,2 мм2/с.
Плотность при l a 'С 920 9;>0 кг м3.
Температура вспышки 70 С.
Температура застывания 18
Содержание элементов, % масс.:
азот 1,26-1,54,
Рекомендуемая Концентрация 0,48—
1,2 % масс.
27
Композиция антиоксидантов,
пассиваторов металла
1 .nhri/ol
5800
Кинематическая вязкость при
40 Щ 127 при 100 Щ
f мм:- <.
Плотность при 1-1 922-942 кг, м-\
Температура вспышки 132 °С.

216
Продолжение табл. П9
Номер
ф/;п
Химическая форму ла /состав
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
Содержание: элементов %, масел
азот 2.47 .1.01. фосфор 0,38^6/6,
сера 1,9.
Рекомендуемая концентрация
0,6 % масс.
28
Композиция антиоксидантов,
пассив аторов металла
Lubrizol
R093LA
Кинематическая вязкость при 40 Щ?
241 мм2/е, при 100 14,6¬
17,8 ммс.
Плотность при 15 924¬
946 кг м-:.
Температура вспышки 126 °С,
Содержание элементов, % масс,:
азот 2,0, фосфор 0,384-0,450, сера
0,845X1,05, "
Рекомендуемая концентрация
1,2,;% масс.
29
Пакет, содержащий компози¬
цию антиокислительных приса¬
док
ШТЕС 566
Темно-Коричневая маслянистая
ЙСИДКОСТЬ.
Кинематическая вязкость при 40
6,2 мм- 4 .
Плотность при 15 -С 985 t:r •• >г!.
Температура вспышки 90 °С1,
Оптимальная концентрация
0,8 % масс, для базовых масел
I группы.

217
Не используется в базовых маслах
II и 11Т групп
30
Пакет, содержащий компози¬
цию антиокислительных приса¬
док.
Содержит антипенную присадку
HiTEC
2505
Жадность янтарного цвета.
Кинематическая вязкость при 40
44 мм ': • с.
Температура вспышки 100 ПС.
Оптимальная концентрацад в базо¬
вых маслах II и III групп 0,6—
0,7 % масс.
31
Пакет, содержащий компози¬
цию антиокислительных приса¬
док-.
Не содержит антипенную при¬
садку
ШТК1 2584
Жидкость янтарного цвета.
Кинематическая вязкость при 40 *Ш
17 мм3;/с.
Температура вспышки свыше 105 '(С
Рекомендуемая концентрацад в ба¬
зовых маслах I группы 0,6 % масс..
32
Пакет присадок для турбинных
масел с композицией антиокис¬
литель ных присадок и деакти¬
ватором металлов. Содержит
дополнительно антипенную
присадку
НП'[И 2607
Жидкость темно-коричневого цвета.
Кинематическая вязкость при 40 Щ?
28 мм3, с.
Температура вспышки свыше 95
Рекомендуемая концентрацад в ба¬
зовых; маслах Л и III: групп
0.17 % масс.
33
Беззольная композиция приса¬
док, содержащая антиоксидант,
-
Irgalube
2030А
Жидкость от красного до коричне¬
вого цвета.

218
Продолжение тайл. 119
Номер
п и
Химическая формула/состав
Химическое
название
Торговое
название
Свойства
ингибитор коррозии и дезi;in
ватор металлов (без деэмульга¬
тора и антипенной присадки)
Кинематическая вязкость при 40
95 мм:!/с.
Плотность при 20 °.С 1020 ь:г. м:1.
Температура вспышки 1 21 Ч\
Рекомендуемая концентрация 0,43¬
0,10 % масс.
т
Беззольная композиция ириса
док, содержащая антиоксидант,
ингибитор коррозии и деакги
ватор металлов (без деэмульга¬
тора и антипенной присадки)
li'palllbe
2030С
Жидкость от красного до коричне
вого цвета.
Кинематическая вязкость при 40 Щ?
331 мм^ / с.
Плотность при 20 °й 1000 кс/м3.
Температура вспышки свыше
100 °С,
Растворимость в нефтяном масле
(без гидроочистки) более
1,00 % масс.
Рекомендуемая концентрация
0,42 % масс.
35
Композиция антиокислителей
(без фенил-а-нафтиламина) и
антифрикционная присадка
Irgalube
2050
Жидкость от желтого до коричне¬
вого цвета.
Кинематическая вязкость при 40
22а 2.1Д мм-’.- с.
Плотность при 20 °С 992¬
1022 кг. м-\
Рекомендуемая концентрация
0,42 % масс.

Приложение 4
ПРИЧИНЫ УХУДШЁНШ ПРОЦЕССА ДЕАЭРАЦИЙ
ТУРБИННОГО МАСЛА
Таблица ГПО
Влияние условий эксплуатации на деаэрационные свойства турбинно¬
го масла (РД 153-34.0-43.210-00)
Но¬
мер
и,'ц
Обобщенный фактор,
обусловливающий
ухудшение процесса
деаэрации масла
Первопричины ухудшения процесса
деаэрации масла
1
Окисление масла
Интенсивное термическое разложение
масла в подшипниках и Других пере¬
груженных фрикционных узЛах мас¬
лосистемы.
Систематическое: обводнение. Повы¬
шенное: воздухрсодержание циркули¬
рующего масла, (насыщение его кисло¬
родом).
Израсходование антиокислитель ных
присадок..
Смешение (долив) некондиционных
Сортов
2
Зашламление масла
Накопление пыли, золы и других ме¬
ханических примесей из воздуха, под¬
сасываемого из машзала в картеры
подшипников.
Накопление продуктов разрушения
резины, красок, эмалей, покровных
лаков.
Накопление продуктов электроэрози¬
онного разрушения подшипников и
других элементов маслосистемы
I
Ухудшение коалесцен-
ции пузырьков и их
дробление
Попадание кремнийорганических со¬
единений (антипенная присадка ПМС
200А, продукты разрушения силико¬
новой изоляции кабеля).
Загрязнение чужеродными моющими
жидкостями (например, при очистке
сетчатых фильтров).
Введение некоторых ПАВ, например,
деэмульгирующей присадки Дипрок-
самин-1;57
219

Продолжение1: табл. П10
Но¬
мер
П/ II
Обобщенный фактор,
обусловливающий
ухудшение процесса
деаэрации масла
Первопричины ухудшения процесса
деаэрации масла
4
Повышение кратности
циркуляции в маслоба¬
ке
Снижение уровня масла в баке.
Подключение новых контуров потреб¬
ления (выносные фильтры, маслоочи¬
стительные аппараты, гидромуфты
пэн). ‘
Гидравлическая перегрузка маслоба¬
ка потоком -йи.тыточного.;- охлажден¬
ного- масла, истекающего из слив¬
ных иди предохранительных клапа¬
нов, из сбросных (переливных) воро¬
нок напорных -(гравитационных) баков
S
Неблагопррштный гид¬
родинамический режим
работы элементов мас¬
лосистемы, провоциру¬
ющий интенсивную
аэрацию отработавшего
масла
Разуплотнение маслоотражатель ных
торцевых: щитков подшипников.
Попадание -масла под кожухи соеди¬
нительных муфт валопроводат
Нарушение нормального режима рабо¬
ты жиклеров или черпаков.
Гидромуфты. Утечка газа через неис¬
правные элементы масловодородных
уплотнений электрогенератора.
Газообразование при алектроэрозион-
ном повреждении подшипников.
Эжектирование воздуха струями мас¬
ла, истекающими через образовавшие¬
ся щели, дроссельные окна, новые от¬
верстия, переливные

ОБ АВТОРАХ
Татур Игорь Рафаилович окончил в 1979 г. МИНХиГП
имени И.М. Губкина. Доцент, кандидат технических наук.
В 1982 г. защитил кандидатскую диссертацию «Совер¬
шенствование процессов выделения твердых углеводоро¬
дов нефти с применением ПАВ и электрических полей».
Работает на кафедре химии и технологии смазочных
материалов и химмотологии РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина.
Автор двух учебников, одной монографии, 110 статей,
27 авторских свидетельств и патентов. Подготовил одного
кандидата наук.
Область профессиональных интересов: производство и
применение смазочных материалов, антикоррозионные ма¬
териалы на нефтяной основе.
Эксперт российской программы «Роскачество», лауреат
Премии имени академика И.М. Губкина.
221

Митин Игорь Васильевич окончил в 1965 г. Новочер¬
касский политехнический институт по специальности
«Двигатели внутреннего сгорания». Кандидат технических
наук.
Начал свою деятельность в 1966 г. на Коломенском
тепловозостроительном заводе в Бюро испытаний двигате¬
лей ниже пером-Испытателем. С 1971 по 1991 гг. рабо¬
тал на Рязанском опытном заводе ВНИИ НП, с 1991 по
2005 гт. - на Рязанском нефтеперерабатывающем заводе, с
2005 по 2016 гг. - в ООО «ТНК смазочные материалы».
С 2016 г. по настоящее время работает в АО «Газпром¬
нефть МЗСМ» советником генерального директора, руко¬
водителем направления повышения эффективности произ¬
водства.
Область профессиональных интересов: разработка пер¬
спективных смазочных материалов, испытание и постанов¬
ка на производство новой продукции.
Входил в состав рабочей группы научной экспертизы
(РГНЭ) Межведомственной комиссии по ГСМ (МВК) по
маслам для автотракторной и бронетанковой технике.
Автор 42 научных работ, из них десяти патентов.

Спиркин Владимир Григорьевич окончил Военную ра¬
кетную академию имени Петра Великого в 1959 г. Доктор
технических наук, профессор кафедры химии И техноло¬
гии смазочных материалов и химмотологии РГУ нефти и
газа (НИУ) имени И.М. Губкина, академик Международ¬
ной академии наук по экологической безопасности-:
Работал на Байконуре, зав. лабораторией топлив и ма¬
сел Института гражданской авиации, зав. кафедрой хими¬
ческой технологии университета (г. Тверь).
Область научных интересов: химмотология (производ¬
ство и применение топлив и смазочных материалов).
Автор более 450 научных статей, 12 монографий и
учебников, более 30 патентов. Подготовил 14 кандидатов
наук.
Награжден медалью «За доблестный труд», званием
«Почетный нефтехимик», лауреат Премии имени академи¬
ка И.М. Губкина.

Макаров Александр Дмитриевич окончил в 1972 г.
МИНХиГП имени И.М. Губкина. Профессор, кандидат
технических наук, доцент.
В 1994 г. защитил кандидатскую диссертацию «Тер¬
модиффузионное разделение высококипящих фракций
нефти».
Работает на кафедре химии и технологии смазочных
материалов и химмотологии РГУ нефти ц газа (ГГИУ)
имени И.М. Губкина.
Автор более 60 научных статей, монографий, учебных
пособий. Подготовил двух кандидатов наук.
Область профессиональных интересов: химия и техно¬
логия смазочных материалов, химмотология, физико-хи¬
мические и инструментальные методы исследования про¬
дуктов нефтегазопереработки, технология и применения
присадок к топливам и маслам.
Награжден званиями «Почетный работник высшего и
профессионального образования», «Почетный нефтехи¬
мик» и «Почетный донор России».

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 5
ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ I
ГЛАВА 1. СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
ТУРБИН И ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНО¬
ВОК ш
1.1. Устройство паровых турбин 13
1.1.1. Системы маслоснабжения паровых турбин 21
1.2. Устройство газоперекачивающего агрегата 21
! 2.1. Классификация ГПА 25
1.2.2. Структурная схема ГПА 27
1.2.. !. ГИД ^Дагшта —Д Зи
1.2.1. Требования и функции системы смазки ПIД 36
1.2ф. Устройство, основные элементы и принцип работы масля¬
ной системы ГПА 37
1.3. Гидравлические турбины 41
1.3.1. Маслоснабжение гидравлической турбины |||
Список литературы Ж главе 1 48
ГЛАВА 2. ОЦЕНКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕС¬
КИХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ
ТУРБИННЫХ МАСЕЛ ПРИ ПРОИЗВОД¬
СТВЕ И ПРИМЕНЕНИИ 50
2.1. Основные физико-химические показатели турбинных
масел 50
2.2. Стандартные методы определения физико-химичес¬
ких и эксплуатационных свойств турбинных масел Ш
225

2.2.1. Вязкость 88'
2.2.2* Температура вспышки ■ ■■■—:.. 54
2.2.3. Низкотемпературные.свойства 34
2.2.1. Плотность 54
2.2.5. Цвет 38?
2.2.6. Кислотное числа: ршшщщшштшшшшшшшшшнш 5S
2 .2.7:. Сера ' Щ
2.2.8. Класс промышленной чистоты ;58
2.2.9. Фильтруемость 61
2.2.10. Вода..'. 64
2.2.11. Испытания на окисление 65
2.2.11.1. Испытание турбинных масел на окислительную ста¬
бильность (ASTM D94& D4310) 68
22.11.2. Испытание на окисление во вращающейся камере
высокого давления RPVQT (ASTM D2272) 69
22.11.3: Метод определения стабильности против окисления
Турбинных масел (ГОСТ 981) 70
2.2.11.4. Оценка эксплуатационных свойств по СТО Газпром
2-2.4-134-2007 и СТО Газпром 2-1.16 1005-2015 72
2.2*11.5:* Метод определения термоокислительной стабильно¬
сти Масел: для: авиационных газотурбинных двигателей
(ГОСТ 23977-79) 74
22.12. Коррозионные испытания 75
2.2*12.1. Коррозионная агрессивность 75
22.12.2. Антикоррозионные свойства 75
2 .2.13, Пенообразование 76
2.2.14. Деэмульгирующие Свойства 78
2.2.14.1. Метод определения способности нефтяных
масел и синтетических жидкостей отделяться от воды
(ASTM D1401) 78
22.112. Метод определения времени деэмульсации
нефтяных масел (ГОСТ 12068-66, ЩЩ ISO 6614 и
ФОСТ ISO 6614-2013) 79
2.2.15., Определение деаэрационных свойств нефтяных масел.
(ГОСТ ISO 9120, ASTM D3427 и DIN 51381) 80
2.2.16. Испытания турбинных масел на износ и задир 82
2.2.16.1. Определение противоизносных характеристик
на четырехшариковой машине трения (ГОСТ 9190 7.>.
А5ТЙ:Ш:172) 82
22Д62. Оценка антифрикционных свойств на шестеренной
испытательной машине \"/(i ( ASTM D5182) 83
2.3. Исследовательские методы определения физико-хи¬
мических и эксплуатационных показателей турбинных
масел 85
2.3.1. Спектральные методы анализа 85
2.3.2. Метод определения содержания присадок с помощью тон¬
кослойной хромототрафии 87
226

2.3.3. Дифференциальная сканирующая калориметрия высокого
давления 87
Список литературы ж главе ** 88
ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ТУРБИННЫХ МАСЕЛ 90
3.1. Классификация и требования к турбинным маслам ... 90
3.2. Состав турбинных масел 100
3.2.1. Базовая основа турбинных масел,, 100
3.2.1.1. Нефтяные масла 100
3.2.1.2:. Синтетические масла.. 108
3-2Л-2.1„. Сложные: эфиры 108
3-2.1.2.2. П о ли-о,-олефиновые масла |ПАОМ, РАО) 110
$,2.2. Присадки, для турбинных масел 113:
3.2.2.1. Антиокислительные присадки 115
3.2.2.2. Ингибиторы коррозии 116
3.2.2.3. Деактиваторы металлов 118
3.2.2.4. Деэмульгирующие присадки 118
3.2.2.5. Противопенные присадки 119
3-2.2.6. Цротивоиз-носйо-противозадирные присадки 120
.1.2.2.7. Шкеты присадок 121
3.3. Ассортимент турбинных масел 128
3.3.1. Турбинные маслД для паровых и газовых турбин, ГПА со
стационарным Каботурбинным приводом 130
3.3.2. Турбинные масла для ПЖ?» 139
ШР§ Огнестойкие масла,. 141
3.3.4. Турбинные масла для: ЯКА с::газотурбинным приводом
авиационного: и судового типов 14$
3.3.5. Ассортимент импортных турбинных масел 149
Список литературы, к главе 3 @2:
ГЛАВА 4. НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТУРБИННЫМ МАС¬
ЛАМ ПРИ ЭКСПЛ УАТАЦИИ @55
4.1. Нормативные требования, предъявляемые к турбин¬
ным маслам при эксплуатации в энергетике i'SS?
'4,1.1. Турбинные масла на нефтяной основе I jo
4.1.2. Огнестойкие масла 164
'4,1,3. Регенерация турбинных масел на энергетических пред¬
приятиях 167
227

4.2. Нормативные требования, предъявляемые к турбин¬
ным маслам при эксплуатации в газовой промышленности 172
4.3. Нормы отбраковки турбинных масел для авиацион¬
ных ггд 181
ШШкоШ литературы к /. шве Д. 183
ПРИЛОЖЕНИЯ 185
Приложение I. Стандарты, используемые при определе¬
ний показателей турбинных' масел 185
Приложение 2. Международные стандарты и специфика¬
ции на турбинные масла 192
Приложение 3. Присадки для турбинных масел 206
Приложение 4. Причины ухудшения процесса деаэрации
турбинного масла 219
ОБ АВТОРАХ Ж

УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Татур Игорь Рафаилович
Митин Игорь Васильевич
Спиркин Владимир Григорьевич
Макаров Александр Дмитриевич
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА
ЧАСТЬ I. ТУРБИННЫЕ МАСЛА
Редактор Т.К. Рубинская
Художник-график М. С. Голубева
Технический редактор Г. В. Лехова
Корректор Е.М. Федорова
Компьютерная верстка. Ю.А. Титова
Подписано в печать 11.10.19.Формат 60x90 ь,'4б. Гарнитура «Петербург».
Печать офсетная. Печ. л. 14,5. Уч.-изд. л. 15,0. Тираж5003кз. Заказ 4935.
Отпечатано в ОАО «Можайский полиграфический комбинат»
143200, Россия, г. Можайск, ул. Мира, 93.
www.oaompk.ru, тел.: (495) 745-84-28, (49638) 20-685
ISBN 978-5-91961-377-0
785
9