超临界机组汽轮机结垢腐蚀原因分析

许 建

（大唐马鞍山当涂发电有限公司 安徽 马鞍山 243000）

摘要：本文通过某厂汽轮机由于汽轮机组大面积结垢导致的汽轮机组调节级压力逐渐升高的故障分析过程，通过对汽轮机结垢成分以及运行汽水品质的全面查定，对机组运行管理及机组停炉保护等问题提出整改建议。

关键词：超临界 汽轮机 结垢 汽水品质

1 前沿

某厂2号机组锅炉为东方锅炉厂生产的DG2102/25.4Ⅱ9型超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉。汽轮机为上海电气集团生产的N660-24.2/566/566型一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机。机组于2013年10月通过168小时试运行后正式商业运行。

该厂主要水源为城市污水厂处理后中水（地表水作为紧急备用水源），通过污水处理站(曝气生物滤池+反硝化滤池)处理后进入电厂，后续流程如下：

来水 机械加速澄清池 变孔隙滤池 循环水

锅炉补给水 过滤器 机加澄清 池循环水排污水

循环水排污水经过预处理后进入锅炉补给水系统，通过超滤+一级反渗透+二级反渗透+混床处理后为机组提供合格除盐水。

给水采用AVT(R)水工况，给水加氨和联氨，机组给水电导率控制在5μS/cm左右（对应的理论pH值为9.27）。联氨控制20~25μg/L。

停炉保护方法采用传统的“氨、联氨钝化烘干法”，要求停炉前2h，无铜系统加氨提高给水pH值至9.4~10.0，联氨浓度加大到0.5mg/L~500mg/L，热炉放水，余热烘干。

2 汽轮机检查情况

2.1 高压缸

高压缸从调速级起，整体呈锈红色并颜色逐级加深。调速级固体颗粒冲蚀现象不明显。迎汽侧叶片第8~11级表面有疏松锈红色沉积物，其中第10级叶片最多，第11级叶片为局部分布。背汽侧调速级及第1级叶片表面沉积物不明显，第2~11级叶片表面有明显沉积物，其中8、9级叶片最多。

2.2 中压缸

中压缸迎汽侧叶片整体呈钢灰色，背汽侧第1~3级呈钢灰色，4~8级呈锈红色。迎汽侧叶片无明显沉积物，1~7级叶片表面有不同程度的氧化皮剥落现象。背汽侧第4~8级叶片表面有明显沉积物并逐级增多。

2.3 低压缸

低压缸迎汽侧叶片第1级表面固体颗粒冲蚀现象较为明显，第2~4级叶片表面有停运锈斑，其中第2~3级叶片表面锈斑下有点蚀坑，第5级叶片表面有锈红色沉积物，末级叶片水蚀现象不明显。背汽侧第1~2级有极少沉积物，第3~4级表面有停运锈斑，其中第4级较为严重，第5~6级叶片表面有沉积物，其中第5级较多。

2.4 高压缸隔板

高压缸隔板整体呈锈红色，表面有较明显沉积物附着，沉积物为锈红色，局部为白色。

3 汽轮机存在问题分析

3.1 高、中压缸结垢问题分析

根据超临界机组运行和分析经验，高中压缸垢样主要为铁的化合物，主要的杂质成分在汽轮机的沉积分布规律见图1。因此随着机组运行年限的增加，叶片表面产生沉积物是必然的结果，但可以通过对叶片表面的沉积速率进行计算，而对结垢作出评价。

图3汽轮机典型沉积物分布图

从图1中可以看到，铁的化合物的主要分布区域为高、中压缸，也与此次检查结果一致。

化验分析高压缸第9级叶片结垢速率为3.44mg/(cm²﹒a)，属于二类。

对机组高压缸效率及调节级压力参数进行检查，发现2号机组自投产后，机组的调节级压力始终在缓慢上升。机组各监视段压力也超过了设计值。使用DCS测点作为检查手段，通过2014年以来的机组热力试验的结果，分析得出机组的高压缸效率持续降低。具体数据见下表。

名称	单位	设计值	2014年4月	2015年10月
高压缸效率	%	87.5	86.08	83.93
调节级压力	Mpa	16.50	18.14	19.47

可以看到，2号机组自投产以来，调节级压力呈现持续上涨的趋势，说明2号机组汽轮机结垢现象的发生延续机组运行整个过程。

分析造成汽轮机动叶及隔板表面沉积物较为明显的原因为以下几点。

精处理系统运行状况。2号机组在投产以来，精处理前置过滤器一直采用启动滤元运行，启动滤元滤径为10μm，滤元孔径大，过滤效果相对正式滤元效果较差。同时由于化学专业人员缺乏超临界机组设备运行管理经验，导致精处理混床一直氨化运行，而氨化混床的除盐和除铁效率较低，无法满足超临界机组水汽品质控制要求，2015年中改为电导率控制，采用氢型混床运行。

给水水工况的影响。电厂给水处理设计为加联氨的AVT(R)工况，相比AVT(O)(给水只加氨)和OT(给水加氧)工况，此工况下给水系统的腐蚀速度最大，电厂于2014年11月停加联胺，给水采用只加氨水的AVT(O)工况。但AVT(O)并不能完全抑制给水系统的腐蚀现象，只能在一定程度上抑制。机组系统压力变化情况见下表。

日期	负荷	省煤器入口压力	汽水分离器压力	主蒸汽压力
		MPa
2013年9月21日	660MW	28.74	26.51	24.41
2014年2月19日	660MW	28.98	26.46	24.54
2014年7月21日	655MW	29.68	26.73	24.45
2015年2月09日	657MW	29.41	26.48	24.48
2015年8月31日	651MW	30.17	27.40	25.09
2016年2月19日	660MW	29.47	26.54	24.59

日常水汽品质影响。该厂给水和蒸汽中的铁含量指标经常达到标准值上限，图2为2014年7~9月给水和蒸汽中铁含量变化图。

图2机组7月~9月水汽系统铁含量

从上图中看到两台机组水汽中铁含量都较高，平均值达到4.2μg/L，接近5.0μg/L的控制值上限，高于期望值的数据占93.48%。水汽中铁含量过高意味着热力设备处于发生结垢危害的高风险水平。

电厂日常送样结果显示水汽中腐蚀性阴离子及铁含量较高，检测结果见下表。

	氯离子，μg/L	硫酸根，μg/L	Fe，μg/L
2号主蒸汽	2.28	ND	9.74
2号凝泵	8.74	0.06	6.78
2号精处理	9.39	ND	8.36
2号省煤器	5.90	ND	12.89

显示电厂水汽样中腐蚀性阴离子及铁含量较大。其中阴离子含量大与精处理混床运行控制有关，树脂再生度低或精处理运行终点控制不当都会造成水汽中阴离子含量大。而铁含量较大，与精处理除铁效率、给水系统腐蚀及水汽系统清洁程度有关。

4 机组运行管理及其他问题分析

运行人员、专业技术人员对指标的异常变化不敏感，汽轮机调节级压力持续上升，最大值达到甚至超过19.8MPa的控制值，但电厂人员未及时进行分析，采取措施。

从前置过滤器解体检查发现，化学运行日常管理不力，定期工作执行不到位，有随意更改定期清洗周期现象，不以实际水质情况进行有效定期清洗工作，造成前置过滤器污堵。

化学炉内加药系统目前仍然采用人工就地手动调整的方式，连画面点操都无法实现，造成给水pH波动较大，不能实现线性运行，进而影响整个热力系统的水汽品质；

化学凝结水处理系统的高速混床树脂再生和除盐的混床再生，均由化学运行岗位交接班顺延进行，存在再生操作的不连续性，树脂的清洗、再生情况受人为因素影响较大，进而影响树脂的再生度，运行周期和制水量，条件允许情况下，建议实现专职负责，能有效提高树脂的使用寿命；

循环冷却水使用中水，结合本次2号机组汽轮机积盐现象，希望提高对水质监督的认识，中水组成结构更复杂，来水水质难控制，应加强循环水水质监督，开展循环水动态模拟实验，对循环水水质控制方式进行调整，防止结垢事故再次发生。

5 结论及要求

机组汽轮机结垢速率为3.44mg/(cm²﹒a)，属于二类。机组调节级压力呈现持续上涨的趋势，说明机组汽轮机结垢现象的发生持续机组运行整个过程。

造成汽轮机结垢的主要原因为机组启动期间水汽品质较差、精处理前置过滤器反洗频率较长、精处理混床运行不正常、给水水工况不佳、机组停备用期间防锈蚀保护工作不到位及化学技术人员缺乏超临界机组运行经验，水汽品质控制不佳。

加强各专业及相关人员技能操作培训，提高自身水平，了解超临界机组运行特性，能够及时发现和处理机组运行过程中产生的问题，避免问题的持续恶化。

炉内加药仍然采用手动模式，化学在线仪表参数没有引进厂SIS系统等问题应尽快解决。

超临界机组在运行中严密监视调节级压力的变化情况，以期及早发现，及时采取措施

对汽轮机进行机械喷丸除垢，以彻底清除喷嘴、叶片上面的结垢，恢复汽轮机正常通流面积。