330MW空冷机组汽轮机高压缸积盐原因分析及应对措施
空冷机组汽轮机积盐原因分析及处理措施
空冷机组汽轮机积盐原因分析及处理措施摘要：汽轮机的腐蚀与积盐与蒸汽的品质密切相关。
新空冷机组投运的前几年，热力系统内的含硅量很高，而粉末树脂过滤器除硅效果差，溶解下来的硅单靠锅炉排污排出。
机组在正常运行期间系统内的硅含量整体偏大，常以二氧化硅的形式从蒸汽中析出，沉积在汽轮机的中、低压缸内，低压缸内沉积的量最大。
关键词：汽轮机积盐硅垢沉积一、机组概况河津发电分公司二期2×300MW燃煤机组锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的HG-1056/17.5-YM21型亚临界、一次中间再热、自然循环汽包锅炉，最大连续蒸发量：1056T/H。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK-300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排气、反动式、直接空冷凝汽式汽轮机。
#3空冷机组于2005年6月投入运行，2009年5月停机转入A修。
二、#3空冷机组汽轮机叶片积盐情况2009年A修期间，在对汽轮机解体检查中发现低压缸从1级到6级颜色由1、2级的钢灰色夹杂少许锈红色逐渐过渡到5、6级不均匀的红褐色。
1级、2级基本无沉积物，3级、4级有沉积物，呈土灰色，4级较3级沉积物多，背汽侧比迎汽侧沉积物多，颜色为土灰色夹杂少许土黄色，最厚处接近1毫米。
第5级迎汽侧沉积物少，部分面积有沉积物，背汽侧布满红褐色、针尖状沉积物，较多。
第6级仅有少许沉积物，叶片边缘1/6面积光滑，无沉积，呈金属亮色，其余部分有少许沉积物。
刮取第4级、第5级叶片上的沉积物，进行计算得出：图1：低压缸第4级叶片背汽侧图2：低压缸第5级叶片背汽侧三、#3空冷机组汽轮机积盐原因分析#3空冷机组低压缸积盐的主要成分为二氧化硅（见下表盐垢成分分析），分析汽轮机积盐的原因主要有以下几个方面：附：#3机组A修低压缸垢样分析数据（一）#3机组试运行期间及投产初期水汽质量较差是造成汽轮机积盐的主要原因之一。
一般新空冷机组投运的前几年，往往热力系统内的含硅量很高，主要是空冷系统在安装施工过程中有大量的灰尘、砂粒等落入其中，庞大的空冷设备死角又比较多，在机组运行过程中，灰尘、砂粒等杂质会慢慢溶解于水汽系统内，再加上粉末树脂过滤器除硅效果又差，夏季高温情况下不能连续运行等问题，导致系统溶解下来的硅单靠锅炉排污排出，造成汽水系统水质硅含量偏高。
北重330mw汽轮机启动常见问题及处理方法
北重330mw汽轮机启动常见问题及处理
方法
1. 气动启动系统故障：若气动启动系统出现故障，可能导致汽轮机无法正常启动。
处理方法是检查气动启动系统的管路和阀门是否有漏气或堵塞，并及时修复或更换故障部件。
2. 油路问题：油路系统故障也会影响汽轮机的启动。
处理方法是检查油路系统的油泵和管道是否正常，确保油路通畅，油压正常，及时排除故障。
3. 蒸汽质量不佳：蒸汽质量不佳可能导致汽轮机启动困难。
处理方法是检查锅炉的调节和控制系统，确保蒸汽质量符合要求，调整蒸汽参数以保障汽轮机正常启动。
4. 控制系统故障：控制系统故障会影响汽轮机启动过程，如过载保护、速度调节等故障。
处理方法是检查控制系统的传感器、执行器和控制器是否正常，排除故障点，确保控制系统正常运行。
以上是北重330mw汽轮机启动常见问题及处理方法，希望对您有帮助。
如有其他问题，请随时提出。
汽轮机的积盐与防治123
汽轮机的积盐与防治摘要：锅炉给水含盐高，以及过热蒸汽注水调温带入了大量杂质，致使蒸汽中的钠盐严重超标。
钠盐以高浓度的盐溶液或结晶盐尘的形式伴随蒸汽一起流经汽轮机，并粘结在汽轮机喷嘴和叶轮上造成积盐。
积盐使汽轮机性能下降，影响正常生产。
通过水洗和湿蒸汽清洗，汽轮机上的积盐可彻底清除。
关键词：汽轮机；积盐；防治；蒸汽质量1前言茂名炼化公司关键机组重整氢气循环压缩机（K201）的驱动机组是一台型号为NK25/28/12.5的凝汽式汽轮机组，由杭州汽轮机公司生产，各设计性能如下：额定功率：1550KW额定转速：9433r/min进汽压力：1.0－1.2MPa进汽温度：265-275℃排汽压力：-0.098MPa该机组1991年投入运行，投用初期由于机组频繁跳停和装置产生负荷比较低，没有发生过积盐问题；1996年至2001年，随着机组的长周期运转，先后出现了三次积盐，每次间隔都在一年以上；2002年后，随着机组的满负荷、长周期运转，汽轮机积盐的速度明显加快。
一次洗盐后，仅运行了三个月，又严重积盐。
汽轮机的积盐使喷嘴和导叶的通道变窄，引起效率和功率下降，导致汽轮机无能力满足产生需要，严重影响了装置的满负荷、长周期运转，制约了装置效益的提高。
同时，还可能引起机械干扰，造成机件损坏，如轴向推力增大，损害止推部件；引起调节阀和速关阀卡涩；引起叶片材料的化学腐蚀等。
2汽轮机积盐的原因在蒸汽锅炉装置中，总有那么一小部分水以最小的水滴形状从汽包飞溅到饱和蒸汽中去，这些小水滴在过热段，随着温度不断升高，到远远超出对应饱和蒸汽的温度。
这时，小水滴中的大部分水被蒸发而剩下高浓度的盐溶液或结晶盐尘。
它们以极微小的小颗粒状飘浮在汽流中，伴随着蒸汽进入汽轮机，并以高达每秒几百米的速度流经喷嘴和每个透平级。
由于它们的粘结力使之附着在汽轮机流道上。
这时，如果溶化物主要含NaOH的话，则它们可以保持液态，如果是处于过冷状态的合成盐混合物，则要凝固。
国产330MW机组汽轮机胀差产生原因及控制措施
国产330MW机组汽轮机胀差产生原因及控制措施本文结合北京重型电机厂生产的330MW一次中间再热、三缸两排汽式汽轮机，叙述汽轮机胀差产生的原因，并结合现场实际运行情况分析各种工况下胀差的变化趋势，提出机组变工况时胀差的控制措施，及在运行中总结出的注意事项，保证机组安全可靠运行。
标签：330MW汽轮机胀差产生原因控制措施0引言在汽轮机运行过程中，使转子与汽缸保持大致相同的轴向热胀速率是十分重要的，而在机组启、停机以及运行过程中，由于汽轮机转子与汽缸的质量、热膨胀系数以及热耗散系数不同，就使得转子的温度比轴承的温度上升快，如果两者之间的热增长差超过汽轮机规定的公差，就会发生动静部分的摩擦，造成机组的损坏。
为此在实际运行中，为了保证机组的正常运行，就需要我们必须严格控制好胀差。
1胀差种类产生的原因和危害在实际运行中，不论产生正胀差还是负胀差都會对机组产生一定的影响，为此需要我们进行严格的控制。
所以胀差可以分为正胀差和负胀差两种，当转子膨胀大于汽缸膨胀的时候为正胀差，反之成为负胀差。
正负胀差的产生与机组在不同的运行情况有关，当启机、升负荷过程中产生的胀差为正胀差，减负荷、停机过程中所产生的胀差就为负胀差。
而胀差数值是十分重要的运行参数，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣。
当转子的相对胀差过大，就会使动、静轴向的间隙消失而产生摩擦，以此造成转子弯曲，引起机组振动，甚至会造成较大事故出现。
转子与汽缸的重量、表面积以及结构等都各不相同，因此他们的质面也就相对不同。
所谓的质面比就是转子或者汽缸质量与热交换面积之比。
而转子与汽缸相比较，当转子的质量较小的时候，就会使质面较小；反之，如果汽缸的质量大，就会使质面比增大。
而在加热和冷却的过程中，由于转子温度升高或者传递的时候速度要比汽缸快，就会造成转子的膨胀值大于汽缸，造成冷却时转子的收缩值也会大于汽缸的现象。
2胀差保护的重要意义监视胀差是机组启动以及停过程中一项十分重要的任务。
汽轮机通流部分盐类沉积原因分析
汽轮机通流部分盐类沉积形成的原因分析及应采取的措施佐の手一、汽轮机通流部分盐类沉积形成的原因分析如下：我厂#8机大修汽轮机揭开缸以后，化水分场积极组织人员对汽轮机叶片的垢物进行了及时的采集与化验分析，8机大修垢物分析数据如下：垢物分析检验报告ZD/JL021－016 No：HS-S-02-001＃8机组大修受检部件：低压缸叶片及高压缸隔板检验名称：低压缸叶片及高压缸隔板沉积物垢物分析检验报告ZD/JL021－016 No：HS-S-02-002通过对上述盐类沉积物的数据分析可以看出盐类沉积物分布情况如下：（1）不同级中沉积物量不一样。
在汽轮机中除第一级和最后几级积盐量极少外，低压级的积盐量总是比高压级的多些，中压级中的某几级所沉积的盐量也是很多的。
（2）不同级中沉积物的化学组成不同。
其化学组成的分布主要是依据汽缸的压力级而定。
基本规律归纳如下：1）高压级中的沉积物有：Na2SO4、Na2SiO3、Na2PO4等。
2）中压级中的沉积物有：NaCl、 Na2CO3、NaOH等。
3）低压级中的沉积物有：SiO2。
4）铁的氧化物（主要是Fe3O4，部分是Fe2O3），在汽轮机各级中（包括第一级）都可能沉积，能常在高压级的沉积物中它所占的百分率要比低压级多些。
（3）在各级隔板和轮上分布不均匀。
汽轮机中的沉积物不仅在不同级中的分布不钧匀。
汽轮机中的沉积物不仅在不同级中的分布不均匀，即使在同一级中部位不同，分布也不均匀。
例如：在叶轮上叶片的边缘、复环的内表面、叶片轮孔、叶轮和隔板的背面等处积盐量往往较多，这可能与蒸汽的流动工况有关。
二、汽轮机盐类沉积物形成原因如下：当带有杂质的过热蒸汽进入汽轮机后，由于蒸汽在汽轮机内膨作功，蒸汽的压力和温度逐渐下降，蒸汽中的钠盐和硅酸等杂质的溶解度随压力降低而减小，故当其中某种物质的溶解度降低到低于蒸汽中该物质的含量时，该物质就以结晶的形式析出，并沉积在汽轮机的蒸汽通流的表面上，在蒸汽流过汽轮机的喷嘴和叶片时，那些细微的浓液滴还能把一些固体微粒一起粘附在蒸汽通流表面上。
空冷机组汽轮机叶片积盐原因分析
含量 所 占的百分 比少 。
ｃ ） 因 系统 内的硅 含量 较 大 ，蒸汽 中所 带 的钠
化合物主要是硅酸钠 、氢氧化钠等 ，硅酸钠在蒸汽
中溶解 度 较小 ，所 以在 高 压缸 内就 开始 析 出 ，导 致 高压缸 内钠含 量较 大 。
大学热能动力专业 ， 工程师 ， 主要研 究方向为优化锅炉
汽水 品质 ； 王 晓菁 （ １ ９ ７ ４ 一 ） ， 女 ，山西 临猗 人 ， ２ ０ ０ ５年毕业于天津 大学热能动力专业 ， 程师 ， 主要研究方 向为优化锅炉 汽水 品质 。
・
ｄ ） 蒸汽 中携带有铜的化合物 ，因铜化合物在
蒸汽 中溶解 度较 小 ，一般 在 高压缸 内就开 始析 出 ， 导致 高 压缸 内铜 含量 较 大 。
５ ６・
２ ０ １ ３年 ４月
王 同成 ，等 ：空冷机组汽轮机叶片积盐原 因分析
３ 造成叶片积盐 的原 因分析
盐 垢 的 主要 成 分 为二 氧化 硅 ，通 过 现 场查 阅４
蒸 汽 品质 恶化 ，机 组负 荷 变动期 间瞬 间的高水 位 也 可 能会 造成 蒸 汽大 量带 水 ，蒸 汽 品质 短期 不 良。
此 ，造成 低压 缸 内沉积 的硅含量 最 大 。 ｂ ） 系统 内的铁 含量 较多 ，一 般蒸 汽 中溶解 态 的铁 氧化 物 随着蒸 汽参 数 的 降低而 逐渐 析 出 ，但 通 常在 高压 缸 内铁 沉积所 占的百 分 比要 比低压 缸 内
多 ，主 要是 低压 缸 内其他 沉 积物 的量 大 ，导致 其铁
第 ２期 （ 总第 １ ７ ９期 ）
２ ０ １ ３年 ０ ４月
山
西
电
力
Ｎｏ ． ２（ Ｓ ｅ ｒ ． １ ７ ９）
火电厂汽轮机积盐原因分析与处理
火电厂汽轮机积盐原因分析与处理【摘要】伴随着我国市场经济的持续性发展，电力行业推动者社会持续稳定发展。
近些年我国电厂建设数量不断增多，其间接衍生出了许多的设备运行与维护管理等问题，其中最为常见的便是火电厂汽轮机积盐问题的发生。
汽轮机积盐问题的发生会直接影响汽轮机运行效果，不仅会形成较高的能耗，同时还会导致汽水分离效果下降。
对此，为了进一步提高火电厂综合运行效益，本文简要分析火电厂汽轮机积盐原因分析与处理，希望能够为相关教育工作者提供帮助。
【关键词】火电厂；汽轮机；积盐；原因及处理0.引言汽轮机主要是将蒸汽能量转化成为机械性旋转式能量，其核心共鞥呢在于通过电泳原理实现对多种风机、压缩机、螺旋桨以及泵设备的驱动促进作用，在电厂建设期间具备较高的应用价值。
汽轮机的工作水平很大程度决定着其他多种设备的性能以及运行安全性，所以在运行期间的管理要求相对较高，安装标准要求相对较高。
目前来看，汽轮机在运行过程中最为常见的问题便是积盐。
对此，探讨火电厂汽轮机积盐原因分析与处理具备显著实践性价值。
1.火电厂汽轮机积盐原因在锅炉给水标准合格的情况下锅内水处理的管理工作属于保障锅炉运行综合效果的关键，其属于预防过热器以及汽轮机內积盐、保障机组安全长周期运行的关键。
对于火电厂而言，往往会采用中压蒸汽进行生产，并通过锅炉车间提供。
但是在设备运行过程中会导致蒸汽品质遭受影响，此时便会导致被迫汽轮机转数与停车处理的问题，其中最为常见的原因便是积盐问题。
汽轮机积盐问题会导致过热器内大量积盐，此时会间接增加爆管的风险[1]。
对此，及时明确蒸汽品质恶化的根本原因并采取行之有效的措施进行解决，促使蒸汽指标可以控制在合理范围内并保障系统安全、平稳运行显得非常重要。
目前来看，汽轮机系统在运行过程中的问题以及相关危害属于管控重点，下面以某火电厂为例，探究汽轮机相关问题。
该火电厂应用了中压余热炉产汽当做是热源，在运行一段时间内出现汽轮机转数下降的表现，在运行2到3周时需要停机清洗，借助强化水质监测之后情况有所好转。
如何防止300MW汽轮机组积盐和腐蚀特性研究的措施
如何防止 300MW汽轮机组积盐和腐蚀特性研究的措施摘要：本文分析了300MW汽轮机组积盐原因、腐蚀及措施。
溶解携带杂质是进入汽轮机的主要方式，高压缸沉积主要由高金属氧化物含量、硅酸盐含量、少量硫酸盐的沉积杯组成，低压缸会引起钙、镁水垢、腐蚀，通常会使低压缸、碱、氯离子、硫化物腐蚀叶片和转子，蒸汽的转速和压降发生了变化，降低了汽轮机的功率和效率。
在沉积最苛刻的地方，转子推力变得沉积过高。
沉积不均匀造成汽轮机叶片不均匀和偏移问题。
关键词：300MW汽轮机组；积盐；腐蚀；特性研究现代300MW汽轮机的发展加剧了积盐、磨蚀和腐蚀问题。
沉积物因素会影响汽轮机不同部件，但是不管原因是什么，它的整体影响是一样的。
沉积物粘附在蒸汽管道、管口和弯曲叶片上，往往粗糙且不均匀地附着在表面上，增加流动阻碍。
给水质量保证，防止整个系统腐蚀，防止设备不漏杂质，是降低积盐的重要措施。
汽轮机清洗方法的方式取决于积盐状况、机器型号、结构和经济性。
一、汽轮机的积盐和腐蚀1.溶解蒸汽携带。
由于蒸汽和水在电中性的，蒸汽不能以离子的形式单独携带，作为电中性的分子携带。
总的来说，盐、酸和碱倾向于在水中离子化，电离程度总是随着温度的升高而降低。
由于非离子不带电很可能会进入蒸汽，这可能是在不带电过程中溶解蒸汽携带的主要方法。
主要是氧化剂(氧化铁、氧化铜等)。
是溶解携带物质，氯化物、硫酸盐、钠等。
硅也是所有电机组面临的问题。
不管怎样，它总是处处给水，进入锅炉，并在高温高压下将其转化为溶解的硅。
溶解携带是汽轮机硅的主要入口通道。
且随着温度升高，携带率也增加，硅只进入沉积在汽轮机。
2.蒸汽携带物沉积汽轮机部件上。
当汽轮机压力减小时，盐的溶解度逐渐减小。
如果蒸汽杂质含量高于溶解度，则会发生沉淀，各种杂质会根据其溶解特性沉积在涡轮机的不同部分。
此外，最初蒸汽冷凝产生的水滴具有高盐含量，腐蚀也很严重。
沉积因汽轮机的位置而异，腐蚀也不同。
(1)垢沉积积在汽轮机高压缸。
330MW机组凝汽器冷却管结垢分析及处理措施
330MW机组凝汽器冷却管结垢分析及处理措施摘要：公司330MW机组循环水系统出现较大面积结垢，导致冷却塔喷淋装置堵塞、凝汽器真空度降低，直接影响到机组高负荷出力。
在取样灼烧检测后发现，CaO的含量占74.5%。
为确保机组迎峰度夏期间稳定运行，临时采用高压水冲洗的方式进行处理，机组启动后，凝汽器端差有所下降，真空度上升。
关键词：循环水；凝汽器；结垢；高压水冲洗1 系统概述江苏华电扬州发电有限公司（以下简称扬电公司）#7机为哈尔滨汽轮机厂生产的330MW亚临界、中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机，单机循环水流量为36000m³/h，为一机一塔供水方式，采用双曲线自然通风逆流式冷却塔。
机组配置的凝汽器为N-20248型单壳体、对分、双流程、表面式凝汽器，冷却管材质为TP304不锈钢，总有效冷却面积20248㎡，冷却管共有27496 根，尺寸为分别为φ22×0.7(顶部圆周及空冷区)和φ22×0.5（主凝结段）。
2 异常情况介绍2022年12月，#7机组胶球系统出现收球率连续偏低、收球网前后压差大、清污机处发现较多胶球和淋水填料碎片等异常现象。
同时技术监督数据显示，凝汽器端差与正常值偏差较大，1月—3月，端差在9℃-12℃区间内浮动（受天气温度影响，冬季端差值会偏大），但未能引起警觉。
2021年9月，#7机组进行了C修，对凝汽器内部检查，冷却管内部为金属色，未发现结垢现象，内部情况如图1所示。
图1 2021年9月#7机凝汽器内部情况4月，#7机组停机检修，循环水系统放水后，组织人员进入冷却塔和凝汽器内部检查，发现喷溅装置堵塞，堵塞数量约占喷溅装置总数的2/3，中央竖井水位高，有漫水；用内窥镜检查冷却管，管内结垢情况较为严重，结垢厚度约为0.5mm—1mm，类似于鸡蛋壳，质地较硬；收球网表面有较多杂物和胶球，堵塞了栅栏。
如图2、图3所示。
图2 冷却塔喷溅装置、收球网栅栏堵塞图3 凝汽器冷却管内部结垢3 异常情况分析根据凝汽器冷却管结垢严重程度和胶球系统收球率异常来分析，2022年年初，循环水内部就逐步出现结垢现象，而监视循环水和凝汽器的指标值，端差和出塔水温，受冬季环境温度较低的影响，同比往年并无太多差异，因为未能引起足够的重视。
汽轮机高压叶片积盐的原因浅析
汽轮机高压叶片积盐的原因浅析秦皇岛热电厂(秦皇岛066003)孙文敏文摘对秦皇岛热电厂1997年5月3号汽轮机大修时和1997年10月4号汽轮机小修时发现的高压叶片上的积盐原因及其危害性进行了分析，提出了相应的措施和建议。
介绍了秦皇岛热电厂炉水采用全挥发性处理的优点，该法值得借鉴。
关键词汽轮机高压叶片积盐分析炉水全挥发性处理进行水汽质量监督，取得具有代表性的水汽样品，是正确进行化学监督的一个重要前提。
我厂Ⅱ期汽轮机高压叶片多次发现积盐现象足以说明这个问题。
1原因分析1.1积盐的发现1997年5月3号机大修时和1997年10月4号机小修时均发现高压叶片上有白色沉积物，定性分析是易溶磷酸盐。
1.2炉水加药方式我厂Ⅱ期为2台300 MW机组，给水无硬度。
凝汽器采用钛管，不易泄漏，并有凝结水精处理设备，所以炉水加药采用低磷酸盐处理方式，标准为0.5～3 mg／L，加药至强制循环泵入口。
1.3积盐的形成据统计，1996年8月至1997年8月4号机组SiO2不超标，而PO43-累计超标100 h，浓度范围为3.5～8 mg／L，说明磷酸盐加药经常过量。
在给水纯净的情况下，Na3PO4是炉水含盐量的主要来源。
PO43-过量，旋风分离器分离效率较低时，蒸汽机械携带磷酸盐进入主蒸汽管道和汽轮机高压级。
以溶解携带方式进入蒸汽中的硅酸盐，由于压力和温度的降低，钠化合物在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小，当低于蒸汽中含量时，该物质就会以固态析出，并沉积在蒸汽通流部分的叶片上，形成积盐。
1.4炉水取样无代表性长期实践表明，正常运行时汽包压力为17.6MPa，有关水质基本正常。
而压力高于17.6MPa时，出现炉水电导率、磷酸根、pH值下降的波动现象，电导率在5.0 μS／cm 左右、PO43-浓度＜0.5 mg／L、pH值为9.0，接近蒸汽品质；而当降负荷、压力低于17.6 MPa时，以上指标呈上升趋势，PO43-浓度最高达10 mg／L，严重超标且长时间降不下来。
某火电厂汽轮机高压缸叶片积盐排查分析
某火电厂汽轮机高压缸叶片积盐排查分析
文川;方天莉;尤良洲
【期刊名称】《电力设备管理》
【年(卷),期】2024()8
【摘要】某电厂8号机组汽轮机本体揭缸后发现,高压缸两节调节级无沉积物,2、3、4、5级转子叶片有少量沉积,6至9级转子叶片沉积物逐级增多。
通过机组运行情况统计分析、外来异常输入分析、凝汽器和水冷器泄漏分析、水汽系统排查、同类型机组对比等手段进行分析,发现管道打磨时携带入大量的氧化铝,提出加强对补给水、水汽中铝元素的监督。
【总页数】3页(P62-64)
【作者】文川;方天莉;尤良洲
【作者单位】华电佛山能源有限公司;中国华电集团有限公司广东分公司;华电电力科学研究院有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM6
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汽轮机积盐异常的分析及改进措施
汽轮机积盐异常的分析及改进措施摘要：汽轮机是一种旋转式蒸汽动力装置，为单缸冲击、冷凝式，高温高压蒸汽从固定喷嘴进行喷射，在气流的影响下进行加速，使其喷射到叶片上，让装有叶片排的转子旋转。
目前，汽轮机主要用于化学工业、冶金工业、火力发电厂中等。
该汽轮机在经过一段时间的使用后会出现异常的现象，需要对机组进行检修，在检修的过程中会发现问题的所在，是由于汽轮机的内部结构中转子叶片与隔板盐类的沉积物过多所导致，并且分布的情况、形状都比较特殊，对此需要进行一步的探究。
关键词：汽轮机；积盐；异常；改进措施在对汽轮机进行使用的过程中，由于内部积盐的沉淀物过多，导致内部的流通不顺畅，出现了负荷摆动、抽气压力过高等问题，采用滑参数启动对汽轮机进行了冲洗，与揭缸进行机械清除方法进行了对比，对清洗时间、使用费用上都进行优化[1]。
本文主要是针对汽轮机积盐异常的情况进行了分析，对于存在的部分积盐有一定的危害进行了实验，并且针对问题提出了改进的措施。
一、汽轮机积盐异常与产生的危害分析使汽轮机积盐异常，主要的原因就是蒸汽的品质不佳，低压力的焦炉煤气是燃料的中温中压锅炉，由于机体本身的设计存在着不足之处，不仅汽水分离的效果比较差，再加上蒸汽运行过程中出现了超负荷的运行情况，导致了蒸汽的品质不佳。
那么蒸汽品质不佳就会直接的引起汽轮机的通流部分出现了严重的积盐现象，一旦出现了积盐，那么通流的面积就会逐渐的减小，使内焓降逐渐的增大，叶片的应力加大，最终导致了叶片出现损伤，如果未能及时的处理，会使积盐、推力轴承超过了负荷，积盐就会与叶片之间发生化学反应，使叶片出现了腐蚀现象，使叶片的使用强度与整体的性能逐渐的降低[2]。
与此同时，由于积盐的盐垢堆积在了调节汽门、门杆上，在运行的过程中，不仅会使调速系统的迟缓率加大，出现了负荷摆动的现象发生，而且在操作停机时还会出现调节汽门的卡涩、关闭不严等问题，最终导致了超速飞车的事故发生，存在着严重的安全问题。
汽轮机高压缸通流部分积盐现象分析及处理
摘 要 ： 针 对丰城 电厂 ＃ １ 一 ≠ ≠ ４ 机 组 汽轮机 的 高压 缸存在 的积 盐现 象 ， 通过 对积 盐的成 分分析 ， 判 断积 盐
形成 的原 因， 提 出 了 防 止 汽轮 机 积 盐 的措 施 。
关键词 ： 汽轮 机 ； 积盐 ； 机 械携 带 ； 防 范措施 中图分类 号 ： Ｔ Ｋ ２ ６ ３ ． １ 文献标 识码 ： Ｂ 文章编 号 ： １ ６ ７ ３ — ０ ０ ９ ７ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ｌ 一 ０ ０ ２ ６ — ０ ３
１ 汽 轮 机 运 行 情 况
１ ． １ 系统简 介 国 电丰城 发 电有 限公 司安 装 ４台 ３ ４ ０ ＭＷ 级 发 电机 组 ，汽轮 机为上 海汽 轮机有 限公 司引 进美 国西
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ３ — ０ １ — ０ ５
作者简介 ： 童 龙胜 （ １ ９ ７ ５ 一 ） ， 男， 江西鹰潭人 ， 工 程 师
数 如下 ： 型号 Ｎ ３ ４ ０ — １ ６ ． ６ ７ ／ ５ ３ ８ ／ ５ ３ ８ 额 定转 速 ： ３ ０ ０ ０ ｒ ／ ｍ ｉ ｎ 额定 功率 ： ３ ４ ０ ＭＷ 进 汽压 力 ： ｌ ６ ． ６ ７ ＭＰ ａ
汽包 实 际水 位 控制过 高或 波动过 大 、炉水 品质 等 因
Ｖ０ １ ． ２ ６ Ｎ ｏ ． １
Ｍａ ｒ ． ２ ０１ ３
２ ０１ ３年 ３月
汽轮机 高压 缸通流部分积盐现象分析及处理
童 龙胜 ， 万长 胜 ２
（ １ ． 国 电 丰城 发 电有 限 公 司 ， 江西 丰城 ３ ３ １ １ ０ ０；２ ． 江 西 省 电 力公 司柘 林 水 电 厂 ， 江西 九江 ３ ３ ２ ０ ０ ０ ）
发电厂防止结垢、积盐措施
发电厂防止结垢、积盐措施随着燃煤发电机组容量的增大，蒸汽压力和流量也大幅提高，特别是主蒸汽温度超600℃时，化学水工况就显得尤为重要。
超（超）临界条件下水汽介质中杂质与腐蚀产物的溶解、携带与沉积特性，使其水化学工况比低参数机组面临更严峻的考验。
我厂根据本厂实际情况制定了防止热力设备结垢、积盐措施。
1机组概况一期工程2×1000MW超超临界机组，投运时间#1机组是2012年8月，#2机组是2012年9月。
1.1锅炉：东方锅炉股份有限公司生产的超超临界变压运行直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型结构、前后墙对冲燃烧方式、半露天布置。
蒸发量3024T/h，过热器出口压力28.35Mpa，过热器（高过）出口温度605℃，再热器出口温度603℃。
1.2汽轮机：上海电气集团公司生产的型号为N1030-27/600/600（TC4F）的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
级数：39级（64列），其中高压缸14个压力级、中压缸2×13个压力级、低压缸A2×6个压力级、低压缸B2×6个压力级。
1.3凝汽器：上海电力设备有限公司制造的双背压、双壳体、单流程、表面冷却式凝汽器。
型号：N-55000，凝汽器管材采用不锈钢管，材质为：SA249 TP304，共47016根。
1.4除氧器：上海电气电站设备有限公司制造。
型式：内置式除氧器，型号GC-3255/GS-320。
除氧器额定出力3255 t/h，定滑压运行。
水箱有效容积320 m3。
凝结水精处理系统：中压凝结水精处理系统2×50%管式前置过滤器+4×33.3%高速混床。
2.清洁技术的应用防止汽轮机的结垢和积盐是一个系统的工程，我厂从安装开始就注重机组系统内部的清洁度，采用了化学清洗、吹管等清洗方法，并加强启停阶段的汽水品质控制和停炉期间的保养工作。
汽轮机积盐原因及处理
汽轮机积盐原因及处理1、硫酸钠和磷酸钠：饱和蒸汽中携带的硫酸钠和磷酸钠一部分沉积在过热器中，一部分会呈固态微粒被过热器带走，进入汽轮机2、氢氧化钠：在过热蒸汽中的溶解度较大，它远远超过了饱和蒸汽所携带的氢氧化钠量，所以氢氧化钠全部被过热蒸汽溶解，带往汽轮机中3、氯化钠：饱和蒸汽携带的氯化钠总量（水滴携带与溶解携带之和）常常小于它在过热蒸汽中的溶解度，因此它不会沉积在过热器中，而是溶解在过热蒸汽中，带往汽轮机。
4、硅酸：饱和蒸汽携带的硅酸，在过热蒸汽中水会逝水变成二氧化硅，因为二氧化硅在过热蒸汽中的溶解度很大，饱和蒸汽所携带的硅酸总量，总是远远小于它的过热蒸汽中的溶解度，所以饱和蒸汽中的水滴在过热器中蒸发时，水滴中的硅酸全部转入过热蒸汽，带往汽轮机。
一般来说，汽轮机高压级中的沉积物主要是易溶于水的Naso4,Nasio3、Na3po4等、中压级中的沉积物主要是易溶于水的Nacl、Na2co3和NaoH，低压级的沉积物主要是不溶于水的SiO2。
锅炉水中的杂质含量可以通过以下两个方面的调整，而得以降低。
第一：降低饱和蒸汽中硅酸的溶解携带量。
从而有效降低了进入汽轮机的二氧化碳的总量。
硅酸在饱和蒸汽中的溶解有以下特性：饱和蒸汽中的硅化合物来源于炉水，单饱和蒸汽中硅化合物的形态与锅炉水中硅化合物的形态是不一致的，在汽包锅炉内，由于水温很高，而且水的PH值较高，所以给水中溶解态的的和胶态的的硅化合物，进入锅炉后都成为溶解态的，锅炉水中硅化合物有一部分是溶解态的硅酸盐，另一部分是溶解态的硅酸，锅炉水中硅化合物的形态决定锅炉水的PH值，当提高国力水的PH值时，水中OH离子浓度增加，在硅酸与硅酸盐的水解中，平衡向生成硅酸盐的方向移动，使水中的硅酸减少。
饱和蒸汽对上述硅化合物的溶解性是不一样的。
它主要是溶解硅酸，对硅酸盐的溶解能力非常小，因此在饱和蒸汽中的硅化合物都是硅酸，当饱和蒸汽变成过热蒸气时，硅酸会发生失水作用，而变成二氧化硅，硅酸的溶解携带系数如下表饱和蒸汽对硅酸的溶解携带系数（锅炉水PH=9~10）由此可见。
分析汽轮机结垢的原因与防护措施
分析汽轮机结垢的原因与防护措施摘要：2019年8月，某某集团在一二期合成氨、尿素、甲醇装置大检修过程中，多台汽轮机在拆检过程中发现叶片结垢严重，认真梳理近来年几台汽轮机检修情况，特别是S2蒸汽驱动汽轮机，动静叶片结垢、腐蚀日益加剧，该问题严重影响汽轮机的使用效率、使用寿命，甚至于对其的使用安全性产生影响。
本文主要针对于汽轮机结垢情况进行分析并具有针对性的提出响应的解决方案，能够在最大程度上提升其的使用效率以及使用安全性，让其能够长时间高负荷的进行运转，为企业发挥应有的经济效益。
关键词：汽轮机；结垢原因；防护措施引言汽轮机运行过程中出现的问题进行分析总结，及时判断汽轮机振动高的原因，并结合实际情况进行调整优化，及时有效地解决了汽轮机振动高的问题，为汽轮机长期运行积累了宝贵的经验，从而确保机组长周期稳定运行。
1汽轮机结垢的影响汽轮机结垢的影响汽轮机在化工生产、火力发电等行业有着十分重要的地位，其在应用的过程中出现结垢情况则会造成以下几个方面的影响。
第一，汽轮机在使用的过程中出现结垢情况会造成其内部的通流面积减小，从而造成汽轮机整体的工作效率降低，影响汽轮机的正常使用。
以及根据有效的数据可知，汽轮机的动静叶在运转中，结垢的厚度每增加0.11毫米，汽轮机的工作效率将会降低3%～4%。
第二，造成设备的损坏。
汽轮机在应用的过程中其所产生的结垢中有部分侵蚀性的结垢，这些结垢会对汽轮机本身产生侵蚀，损坏设备。
第三，造成一定的安全隐患，结垢累计过程会造成汽轮机运作过程中转子轴向力增大、推力轴承过载出现设备故障，若紧急切断系统或调节系统结垢，则可能造成调节阀、速关阀卡涩，在运行调整或需要紧急停车时不能快速动作而造成意外事故。
所以结垢不仅对设备整体的使用产生影响，甚至造成安全隐患。
2汽轮机结垢原因分析针对于汽轮机在使用过程中产生结垢的因素进行分析，能够辅助相关人员解决或者缓解汽轮机结垢问题，让汽轮机能够更好的稳定运行。
汽轮机结垢积盐的控制
各系统出水Fe含量 9000.00
单位（μ g/L）
8000.00 7000.00 6000.00 5000.00 4000.00 3000.00 2000.00 1000.00 0.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 分析次数 精处理 除氧器 省煤器 分离器
Fe含量
清洁技术应用
3、大旁路清洗
机组启动阶段采用高蒸汽流量对氧化皮进行冲洗， 冲洗过程中，高、低压旁路全开，逐步提高主、 再热参数尽量接近额定值，稳定冲洗一段时间后 再降参数对机组冲转并网。根据实际情况表明， 冲洗效果良好，同时，有利于硅等杂质的析出， 汽水品质的快速提升。
清洁技术应用
4、启动阶段水汽监督和停炉保养 机组进入调试启动阶段，既要保证水汽品质合格， 又要保证机组启动并网时间不被拖延，除了做好 酸洗、吹管等阶段的效果监督外，合理安排启动 阶段的冲洗方法也很重要。宁海电厂每次启动冲 洗都是分阶段进行。机组停炉使用的保护方法要 充分考虑加氧机组的特殊性。
机组概况
汽轮机生产厂家:上海汽轮机有限公司 汽轮机 型式：超超临界、 双背压、凝汽式 。
机组概况
• 全铁系统（高加合金钢 、除氧器碳钢、低加 不锈钢、凝汽器钛管）。 • 中压凝结水精处理系统2 × 50%折叠式前置过 滤 +4×33.3%高速混床。
清洁技术应用
防止汽轮机的结垢和积盐是一个系统的工程， 需要从安装开始就注重机组系统内部的清洁度。
被蒸汽带人汽轮机，高速运动的硬质颗粒撞击到
330MW空冷机组汽轮机高压缸积盐原因分析及应对措施
330MW空冷机组汽轮机高压缸积盐原因分析及应对措施330MW空冷机组汽轮机高压缸积盐原因分析及应对措施摘要某发电有限责任公司给水采用A VT（R）处理，炉水采用NaOH和低磷酸盐处理。
在2011年4月29日到5月8日对#2机组进行C级检修，检修期间对汽轮机高、中压缸解体检查，发现高压缸叶片上有较厚的积盐，中压缸无积盐。
公司化验室对高压缸积盐的成份进行了化验对积盐的原因进行了分析，提出了炉水采用全挥发处理的方案，并依据方案现场实施得到了很好的效果。
关键词汽轮机；高压缸叶片；积盐；全挥发处理0引言2011年4月底到5月初，某公司#2机组C级检修时对汽轮机高压缸解体检查，发现有较厚的积盐，并对隔板、叶片的积盐进行了化验分析，其盐类沉积物主要成分为Na3PO4和Fe2O3。
分析积盐速率36mg/（cm2.a）属于三类。
1汽轮机叶片积盐的一般原因积盐在汽轮机转子叶片表面的沉积与蒸汽污染有关，蒸汽污染的主要原因是机械携带和溶解携带。
蒸汽的携带有以下两个特点：1.1 蒸汽的机械携带饱和蒸汽自汽包蒸发出来时夹带了一部分炉水水滴，这时炉水中的钠盐和硅化合物等杂质，便随水溶液进入蒸汽中污染了蒸汽。
影响蒸汽机械性携带的原因如下：1）锅炉压力越高，蒸汽越容易带水；2）汽包水位发生波动时，有大量蒸汽泡从水空间进入汽空间，当某些蒸汽泡水膜发生破裂时，溅出的一些大小不等的水滴随蒸汽进人汽空间，造成蒸汽带水；3）汽包结构：汽包内径过小，炉水液面上的汽空间相应就小，蒸汽泡破裂时会有很多小水滴溅到蒸汽引出管附近，由于这里的蒸汽流速较高，会有较多的水滴被蒸汽带走；当汽包直径大时，汽空间高度就会较大，有利于水、汽分离；4）锅炉水质：当炉水含盐量较大，特别是当炉水中有机物、油、苛性钠等杂质较多时，在汽水分界面上会形成泡沫层。
1.2蒸汽的溶解携带：1）有选择性，在锅炉压力一定的情况下，饱和蒸汽对各种物质的溶解能力。
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330MW空冷机组汽轮机高压缸积盐原因分析及应对措施
摘要某发电有限责任公司给水采用A VT（R）处理，炉水采用NaOH和低磷酸盐处理。
在2011年4月29日到5月8日对#2机组进行C级检修，检修期间对汽轮机高、中压缸解体检查，发现高压缸叶片上有较厚的积盐，中压缸无积盐。
公司化验室对高压缸积盐的成份进行了化验对积盐的原因进行了分析，提出了炉水采用全挥发处理的方案，并依据方案现场实施得到了很好的效果。
关键词汽轮机；高压缸叶片；积盐；全挥发处理
0引言
2011年4月底到5月初，某公司#2机组C级检修时对汽轮机高压缸解体检查，发现有较厚的积盐，并对隔板、叶片的积盐进行了化验分析，其盐类沉积物主要成分为Na3PO4和Fe2O3。
分析积盐速率36mg/（cm2.a）属于三类。
1汽轮机叶片积盐的一般原因
积盐在汽轮机转子叶片表面的沉积与蒸汽污染有关，蒸汽污染的主要原因是机械携带和溶解携带。
蒸汽的携带有以下两个特点：
1.1 蒸汽的机械携带
饱和蒸汽自汽包蒸发出来时夹带了一部分炉水水滴，这时炉水中的钠盐和硅化合物等杂质，便随水溶液进入蒸汽中污染了蒸汽。
影响蒸汽机械性携带的原因如下：
1）锅炉压力越高，蒸汽越容易带水；
2）汽包水位发生波动时，有大量蒸汽泡从水空间进入汽空间，当某些蒸汽泡水膜发生破裂时，溅出的一些大小不等的水滴随蒸汽进人汽空间，造成蒸汽带水；
3）汽包结构：汽包内径过小，炉水液面上的汽空间相应就小，蒸汽泡破裂时会有很多小水滴溅到蒸汽引出管附近，由于这里的蒸汽流速较高，会有较多的水滴被蒸汽带走；当汽包直径大时，汽空间高度就会较大，有利于水、汽分离；
4）锅炉水质：当炉水含盐量较大，特别是当炉水中有机物、油、苛性钠等杂质较多时，在汽水分界面上会形成泡沫层。
1.2蒸汽的溶解携带：
1）有选择性，在锅炉压力一定的情况下，饱和蒸汽对各种物质的溶解能力
有很大的差别，饱和蒸汽对硅酸的溶解能力最大，对NaOH和NaCl的溶解次之，而对Na2S04、Na3P04和Na2Si03等钠盐的溶解能力最差；
2）与锅炉的压力有关饱和蒸汽对各种物质的溶解携带，随锅炉压力增大而增大。
2某电厂汽轮机高压缸叶片积盐原因分析
2.1 汽水品质差
2.1.1锅炉吹管阶段（2010.10.18—2010.10.29）
给水、炉水、蒸汽二氧化硅合格率为0%；磷酸盐合格率81.48%。
PO43-累计超标35 h，浓度范围为3.3mg/L～25.5mg/L，pH合格率100%。
吹管阶段汽水品质特别差，主要原因为锅炉在制造、贮运、安装过程中氧化皮、铁屑、焊渣、腐蚀产物、硅化合物等在化学清洗时没有彻底清除。
2.1.2 168运行期间（2010.10.29—2010.11.05）
给水、炉水、蒸汽二氧化硅合格率0%；磷酸盐合格率60%；炉水pH合格率100%，蒸汽钠合格率100%。
168h期间机组满负荷运行，锅炉压力高，蒸汽带水能力强，蒸汽带水中主要有Na3PO4、NaSiO3。
炉水含盐量高导致蒸汽含盐量增加。
锅炉排污不能满足汽水品质要求。
连排调门从0%～100%变化时，连排流量变化不大，当炉水水质超标时不能尽快排出炉水中的有害杂质。
为了保证炉水pH合格，提高了磷酸盐加药量，但因无在线磷酸盐表监测，人工化验较滞后，导致磷酸盐超标严重，且由于连排存在问题，不能快速的降低磷酸盐及炉水中的二氧化硅含量。
2.1.3 初期生产阶段（2010.11.15-2011.4.28）
#2机组给水、炉水、蒸汽中的二氧化硅、铁及炉水磷酸盐合格率见表1：
从表1来看给水、炉水二氧化硅合格率低，蒸汽中的铁完全不合格。
公司凝结水采用粉末树脂覆盖过滤器主要起过滤的作用，粉末树脂覆盖过滤器相对于高速混床除盐能力很弱。
在机组投运初期凝结水中含有大量铁的腐蚀产物、盐类等杂质不能被粉末树脂覆盖过滤器除去，导致给水、减温水水质不良；机组启动初期系统金属腐蚀产物较多，树脂粉末树脂覆盖过滤器进出口压差几天内就会超过0.175MPa，精处理旁路自动打开。
由于粉末树脂价格高且不容易再生的特点，没有及时更换，凝结水没有100%进行处理。
导致不合格的凝结水（凝结水的含铁量在35ug/L～50ug/L左右）进入给水中。
2.2 设备存在缺陷
1）汽包内汽水分离装置存在缺陷，导致蒸汽机械携带偏大，炉水SiO2含量较低时，蒸汽的SiO2含量却处于较高水平；从机组运行情况看，炉水二氧化硅大于100ug/l时，蒸汽硅就会超标，蒸汽中的二氧化硅带入汽轮机的量增加；炉水加入NaOH后，蒸汽的Na+明显增加。
在给水水质稳定的情况下，Na3PO4是炉水含盐量的主要来源。
PO43-过量，旋风分离器分离效率较低时，蒸汽机械携带磷酸盐进入主蒸汽管道和汽轮机高压级。
以溶解携带方式进入蒸汽中的硅酸盐，由于压力和温度的降低，钠化合物在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小，当低于蒸汽中含量时，该物质就会以固态析出，并沉积在蒸汽通流部分的叶片上，形成了积盐；
2）锅炉连排门存在问题：锅炉排污不能满足汽水品质要求，连排调门从0%～100%变化时，连排流量变化不大，当炉水水质超标时不能尽快排出炉水中的有害杂质。
3给水、炉水优化试验
3.1饱和蒸汽携带试验分析：
试验期间，在线监测炉水的电导率和饱和蒸汽的Na+含量。
试验结果分析表明，随着NaOH的不断加入，炉水的电导率逐渐增大，蒸汽Na+含量也相应增大，当停止加NaOH并开始排污后，炉水的电导率逐渐下降，相应的饱和蒸汽的Na+含量也减小。
说明了#2机组汽包的汽水分离设备存在问题，导致汽水分离效果较差，在目前状况下，炉水不适合采用固体碱化剂处理，宜采用全挥发处理。