600MW及以上机组汽轮机积盐腐蚀问题分析20130405
600WM燃煤锅炉腐蚀问题分析及处理
600WM燃煤锅炉腐蚀问题分析及处理摘要：提高锅炉热效率，控制锅炉排气质量，保持锅炉稳定运行尤为重要。
在锅炉大规模、大数据应用的新时代背景下，为了倡导锅炉运行的稳定性和安全性，促进锅炉的生态化和现代化发展，有必要加强对锅炉运行下腐蚀问题的研究，做好防腐和维护对策。
关键词：600WM；燃煤锅炉；腐蚀问题；处理措施1锅炉高温腐蚀的产生的原因1.1化学腐蚀在原煤锅炉的燃烧过程中，会产生三种具有腐蚀作用的盐，即硫酸盐、氟化物和硫酸盐。
从生产原理来看，锅炉内高温受热表面发生硫酸盐腐蚀；大型锅炉燃烧室高温区水冷壁管的氟化物腐蚀最为严重；最后，研究表明，硫酸盐腐蚀的关键发生在大型锅炉的水冷壁管上。
因此，原煤锅炉在应用中的腐蚀通常是这三种酸共同作用的结果。
相关文献研究表明，我国火电厂原煤锅炉再热器的腐蚀一般由氟化物和硫酸盐引起。
同时，燃烧过程中产生的烟尘中硫化氢和一氧化碳的浓度增加，这将加快腐蚀速率。
同时，查阅相关文献后发现，锅炉内的腐蚀状况与锅炉内的氧化气氛密不可分。
当一氧化碳和硫化氢的浓度逐渐增加时，这种腐蚀条件将变得越来越强烈。
文献[2]表明，严重腐蚀零件中的一氧化碳浓度通常高于其他地方。
此外，考虑到锅炉内部某些区域缺乏气体，这会促进硫化氢和一氧化碳在该位置积聚，导致硫化物腐蚀。
其形成过程可以描述为：当锅炉燃烧火焰反复冲击再热器时，由于我国大多数煤矿都含有硫化铁，一些在燃烧过程中未完全燃烧的原煤将被辅助入锅炉。
同时，其中所含的硫化铁在高温下会分解成硫原子和硫化亚铁。
同时，当炉膛内部温度高于350℃时，锅炉中的硫化亚铁表现出较强的还原性，这将进一步腐蚀管道。
此外，锅炉内的氧化性气氛也会促进硫化氢加速硫酸盐的腐蚀，造成管道腐蚀。
其化学变化方程可以表示为：同时，由于氧化剂的存在，具有不稳定特性的FES企业将在炉内进一步反射，生成Fe3O4和SO2，而二氧化硫将在锅炉内的高温环境中进一步反射和生成SO3，这将再次提高硫酸盐含量，从而增加腐蚀效果。
发电厂热力设备腐蚀、积盐与结垢的探究
发电厂热力设备腐蚀、积盐与结垢的探究摘要：现如今发电厂热力设备普遍存在腐蚀、积盐与结垢现象，给发电厂热力设备带来很多危害。
本文多方面分析了腐蚀、积盐与结垢现状及其影响因素，并提出针对性解决措施，旨在增长发电厂热力设备的使用寿命。
关键词：发电厂；热力设备；腐蚀；积盐；结垢；对策引言发电厂热力设备结垢、积盐和腐蚀严重影响着电厂安全运行。
近年来，随着水处理工艺进步和完善，热力设备腐蚀问题成为造成热力设备损坏的最突出问题。
但由水质不良引起的结垢、积盐和腐蚀并非相互独立，而是相互影响，加剧了对发电厂热力设备损害。
1发电厂热力设备腐蚀、积盐与结垢现状1.1热力设备腐蚀现状1.1.1氧腐蚀在设备运行和停运期间都可能发生氧腐蚀，它是热力设备最常见的一种腐蚀形式。
氧腐蚀发生的原理是由于材料不均匀、表面状态不均匀等，致使在表面存在许多微小的电极，形成微电池而导致腐蚀，再加上反应产物堵塞腐蚀坑口形成闭塞电池进一步加速腐蚀。
热力设备运行时，如除氧器可以正常使用，那么氧腐蚀通常发生在给水管道及补给水管道；如除氧器不可以正常使用，那氧腐蚀会发生在锅炉本体的汽包和下降管等处。
热力设备在停运期间，氧腐蚀最常发生在过热器下部弯头和再热器停用积水处。
1.1.2锅炉介质浓缩腐蚀当锅炉正常运行时，钢表面与无氧锅水接触发生反应，其结果是在金属表面形成厚度为几微米的四氧化三铁双层结构，由于内层膜保护作用，锅炉不会产生严重的腐蚀。
但如果锅炉某些部位发生介质的局部浓缩产生浓酸或浓碱时，会破坏钢表面的保护膜，导致炉管局部区域产生严重腐蚀，即锅炉介质浓缩腐蚀。
介质浓缩腐蚀一般发生在水冷壁管存在局部浓缩的地方。
1.1.3酸腐蚀热力设备运行时，一些杂质会进入锅炉，然后在高温高压下分解产生二氧化碳、有机酸甚至强酸等酸性物质；另外，当凝汽器发生泄漏、离子交换树脂破碎时，很可能进入给水管道，将一些酸性物质带入热力系统。
热力系统中的酸性物质会破坏金属表面的氧化膜，加速金属腐蚀速度导致设备大面积遭到破坏。
超临界机组汽轮机结垢腐蚀原因分析
超临界机组汽轮机结垢腐蚀原因分析摘要：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。
汽轮机腐蚀的原因和防治措施
汽轮机腐蚀的原因和防治措施文章介绍了汽轮机腐蚀形成的原因，分析了水质好坏对腐蚀的生成有重大影响。
腐蚀的根本原因来自凝结水精处理系统，提出了几种提高精处理效果的措施，取得了较好的效果。
标签：汽轮机；腐蚀；水质；精处理引言在超临界热力系统中，传统的汽包锅炉已不能适应技术的要求，取而代之的是有着更为优越的性能的直流锅炉。
但是直流锅炉致命缺点是不能对汽水进行排污，所以对水质有着极高的要求，水质的好坏直接影响着锅炉和汽轮机的安全健康运行。
文章针对我厂大修过程中发现的汽轮机腐蚀现象进行分析，在凝结水精处理方面采取了积极的防治措施，使汽轮机的腐蚀问题得到了有效的解决。
1 汽轮机腐蚀的原因水质的好坏，是导致汽轮机腐蚀的直接也是最重要的因素，汽轮机腐蚀和积盐与蒸汽的质量密切相关，汽轮机的腐蚀类型有酸性腐蚀、点腐蚀、冲击损伤和水滴磨蚀。
1.1 高压缸腐蚀积盐积垢在汽轮机的高压部分，蒸汽没有发生相变，始终是干蒸汽。
高压缸部分在运行中通常不会引起腐蚀问题。
但是机组在停运期间，由于高压缸附着的盐和垢的吸潮性，将会发生电化学腐蚀，其腐蚀的严重程度与垢的成分有关。
如果凝结水精处理投运不正常，或给水含铁量较高，高压缸容易发生铁垢沉积。
1.2 中压缸腐蚀积盐积垢汽轮机中压缸主要发生硅垢和NaCl等盐类的沉积。
蒸汽中的含硅量较高时，往往在汽轮机的中压缸和低压缸都发生沉积。
蒸汽中的氯化钠主要有两个来源，一是来自外部系统的漏入，包括凝汽器管的泄漏，二是来自凝结水精处理本身的释放，包括使用了不合格的碱再生阴树脂，凝结水混床运行终点控制不当，凝结水精处理氨化运行而再生又未按氨化运行的剂量再生。
1.3 低压缸腐蚀汽轮机低压缸一般发生腐蚀现象比较多，发生积盐的现象比较少，主要是湿蒸汽能清洗盐垢。
当蒸汽刚出现凝结水时一般出现在倒数第2级到第4级不等。
如果蒸汽的质量不好，特别是含有无机阴离子时，往往对汽轮机叶片造成腐蚀。
由于蒸汽中的各种盐类和无机酸等的汽、水分配系数都非常低，通常都在10-4数量级以下，汽轮机的初凝水不再是一般意义的凝结水，而是盐水。
热力设备大修化学监督检查中典型案例分析PPT课件
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四、采取有效措施后检查结果
• 底部：无积水情况，基本无沉积物，金属 表面呈钢灰颜色
• 内壁：汽侧金属表面钢灰色、无盐垢。 • 水侧金属表面呈钢灰色、无锈蚀和盐垢。 • 水汽分界线明显、平整。 • 汽水分离装置：旋风筒无倾斜、脱落情况，
对过热器和再热器氧化皮形成差异不大；
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#1高加水室内壁
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五、FAC
• 3、超临界机组水冷壁节流孔板堵塞，引起通 流面积减小，管内工质流通不畅，引起水冷壁 超温严重时爆管。
• 内螺纹垂直水冷壁管设计的超临界采用节流圈 控制温度和流量偏差。在节流孔圈处，由于管 内径和节流圈孔径比例较大，孔内外流速变化 明显，一方面节流阀有效通径减小，前后压降 增大，使溶解于水中的胶体铁杂质由于局部气 化而析出；另一方面高流速的介质为析出的胶 态体铁颗粒相互碰撞和聚合提供了条件，从而 长大在孔板边缘着床，形成铁钩牢固粘附节流 阀阀腔和阀芯。
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• 2、同时还发现机组检修后曾出现未按要求 进行蒸汽彻底吹管，致使系统大量固态铁 粉末存在，随着机组启动进入水系统，最 后在汽包两端沉积，而底部联箱由于排污 很难聚集。这是汽包两端沉积物堆积多的 主要原因。这种现象也在很多基建机组首 次大修检查被发现现，而后面大修时检查 汽包内再未发现大量沉积物。主要是基建 阶段为了工期，对启动期间水汽品质监督 不够所致。
百叶窗波纹板有四个脱落和无积盐。见图
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汽轮机叶片的腐蚀及积盐
汽轮机叶片的腐蚀及积盐摘要：对火力电厂的运行产生直接影响的汽轮机,可以把热能转化为机械能。
由于，汽轮机在运行过程中，会不断通入过热蒸汽，而这些蒸汽多少都会带有杂质，这样的过热蒸汽进入汽轮机后，随着蒸汽的做工，温度降低，同时，蒸汽依次流经高压缸、中压缸、低压缸，压力降低。
会在机组中产生沉积物。
作为汽轮机的重要组成部分，叶片会形成积垢及腐蚀。
叶片会变得粗糙,严重时会改变叶片的线型, 从而影响蒸汽的流动，影响汽轮机的运行。
关键词：积垢酸腐蚀氧腐蚀水冲蚀汽轮机是火力发电厂三大主机――锅炉、汽轮机、发电机之一，本体由转动部分和固定部分组成。
转动部分由叶轮、主轴、联轴器和叶片组成;固定部分由喷嘴、汽缸、汽封、隔板、紧固件、轴承等。
在火力发电过程中，把热能转化成机械能的是汽轮机，在发电过程中，电厂的效率以及机组的安全将受汽轮机的影响。
在汽轮发电机组运行时，在蒸汽进入汽轮机后，由于各种杂质被蒸汽携带进入汽轮机，会形成积垢腐蚀。
尤其末级叶片在极苛刻的条件下运行，承受高温、高压、离心力、蒸汽作用力、蒸汽激振力、腐蚀和振动以及湿蒸汽区水滴冲蚀的共同作用。
[1]受损更是显著。
而且随着负荷的提高，由于过热蒸汽携带杂质，越来越严重的腐蚀、积盐发生汽轮机叶片，机组安全运行和效率受到越来越显著的影响。
当汽轮机启动时，如果通入的过热蒸汽质量未达到要求标准，此时如果投入运行，将使盐分通过蒸汽的溶解和携带进入汽轮机，逐渐沉积在各级汽轮机叶片上，使叶片重量增加，对汽轮机出力产生影响；积盐不平衡还会引起重量不均匀，很有可能引起振动，在积垢下对叶片的腐蚀，会严重破坏叶片的材质及强度，容易在汽轮机运行时引发恶性的事故。
1、叶片腐蚀原因1.1 酸腐蚀。
汽轮机酸性腐蚀是由于蒸汽中的酸性物质在汽轮机低压缸初凝区汽——液两相间。
主要存在于汽相，而酸性物质在初凝水中浓缩，使PH值降低，导致对酸性物质比较敏感的铸铁、钢件的腐蚀。
[2]经过高压缸做功后，主蒸汽进入低压缸，由于气缸容积的扩大和温度、压力的降低，主蒸汽将可能变成饱和蒸汽，甚至是湿蒸汽，最终形成凝结水，从而使蒸汽中的杂质，在此区域内进行重新分配，这时凝结水中的酸性将会升高。
汽轮机积盐
哈尔滨第三发电厂3 号、4 号机为600MW亚临界机组,在机组运行过程中,高压调速汽门卡涩,并且有时无法关闭,严重影响机组的安全运行。
2003 年7 月,3 号机组大修检查,高压调速汽门积盐严重, 无法打开,最后返回厂家。
2005 年2 月,4 号机组中修过程中,将4 号机高压调速汽门上的积盐打磨干净,2005 年9 月,发现高压调速汽门又有涩现象,将其打开后,发现阀头、阀杆处有红灰色积盐,将积盐刮下送黑龙江省电力科学院进行分析,其成分如下:氧化铁:27.56%,氧化铝:4.49%,氧化钙:1.1%,氧化铜:2.75%,五氧化二磷:61.5%;三氧化硫:1.06%。
根据积盐成分初步分析,主要是由磷酸三钠、氧化铁沉积造成的。
可是哈尔滨第三发电厂3 号、4 号机组炉水质量控制非常好,磷酸盐控制在0.4mg/L 左右,二氧化硅含量在30-50μg/L 之间(国家规定600MW机组的炉水磷酸盐含量是0.3 -2μg/L,二氧化硅含量小于200μg/L)。
蒸汽各指标也都控制在国家标准范围内。
为什么各个水汽指标都控制在国家标准范围内,高压调速汽门还积盐如此严重,这让我们百思不得其解。
直到2005 年10 月运用离子色谱对蒸汽进行分析,其原因才初露端倪。
2 高压调速汽门积盐原因分析10 月、11 月运用离子色谱对哈尔滨第三发电厂磷酸盐含量水样分析结果见表一表一可以发现,尽管600MW 机组炉水磷酸盐含量远低于200MW 机组,由于饱和蒸汽压力和汽包结构不同,其饱和蒸汽的磷酸盐含量远远高于200MW机组。
在饱和蒸汽中,磷酸三钠溶解携带系数非常小,当饱和蒸汽压力为17.64MPa 时,磷酸三钠的溶解携带数可以忽略不计,其携带系数等于湿分;当饱和蒸汽压力超过19.6MPa 后,磷酸三钠的溶解携带开始增大。
我厂#3 机饱和蒸汽压力是18.26MPa,低于19.6MPa,所以,其携带的磷酸盐主要为机械携带。
2005 年11 月9 日9:00,#4 机炉水磷酸盐含量310μg/L,硅29.7μg/L,还有其他微量组分如氯化钠、硫酸钠、铜离子、铁离子、钙离子等。
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。
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。
600MW超临界直流炉机组首次检修化学检查共性问题及对策分析
ｏ ｃ － ｒ ｕ ｈ ｂ ｉ ｒ６ ０ Ｗ ｉ ｎ ｎ Ｉ ｉ ｓ ｏ ｄ ｔ ａ ｅ ｒ ｔ ｓ ｏ ａ ｉ ｇ ｏ ｈ ｔｒｃ ｏ ｅ ｎ ｅｔ ｏ ｇ ｏｌ ０ Ｍ ｈ ｅ Ｕｎ ｔ ｉ Ｈｅ ａ ． ｓ ｈ ｗｅ ｈ ｔ ｈ ａｅ ｆｓ ｌ ｎ ｔ ｅ ｗａ ｅ － ｏ ｌ ｄ ｓｎ ｔ ｔ ｃ ｎ ｗａ ｌ ｎ ａｔ ｅ ｏ ｉ ｏ ｎ ｔ ｅｃ ａ ｃ ｎ ｍｉ ｅ ｒ ｉ ｈＴｈ ｏ ｍａ ｉｎ ｏ ｌ ｄ ｐ ｓ ｉ ｎ ｉ ｏ ｌ ａｅ ． ｌ ａ ｄ ｓ ｌ ｄ ｐ ｓｔ ｎ ｏ ｏ ｌ ｏ ｏ ｚ ｒａ ｅｈ ｇ ． ｅｆ ｒ ｔ ｆｓ ｔ ｅ ｏ ｉ ｏ ｃ ｍｐ ｉ ｔ ｄ ｉ ｈ ｅ ｏ ａ ｔ ｓ ｃ
ｃ ｒｏｓｏ ｏ ｒ ｉ ｎ
水冷 壁 、 煤 器 结 垢 速率 高 ； 轮机 叶 片积 盐 速 率 省 汽
１ 前 言
随着 国 民经 济 的发 展 ， 电 量 的剧 增 ， 国机 用 我
高； 汽轮 机低压 缸叶 片锈蚀 。
组装 机 容量 在进 几 年迅速 增 加５ ２ ０ 《 ｗｒ１ １— ０ ９ 火力 发 电厂 机组 大修化 学检 查 导 则 》 明确 指 出 ： 组 检 修 时 对其 进 行 化 学检 中 机 查 可 以评 价 机组 运 行 期 间 所 采用 的给水 处 理 方 式
器 垢 量 高 ， 垢 速率 快 ， 冷 壁 和省 煤 器 结垢 评 价 结 水
为 三类 的机 组 占 ７ ％。Ｄ 厂 ９ — ０ １ 火力 发电 厂 ５ Ｌｒ ４ ２０ 《 ７ 锅 炉化 学 清 洗 导 则 》 中规 定 ： 流 炉 水 冷壁 垢 量 达 直 到 ２ ０ ３ ０／ 应 进行 化 学 清洗［ ０ ～ ０ｇ ， ｍ ２ ］ 据水 冷 壁 结 。根
600MW机组汽轮机各类问题例析
600MW机组汽轮机各类问题例析根据大体调查显示，我国安装投运的同类型机组中，由于人工安装质量参次不齐，机组运行时均会产生不同程度的状况。
而造成其运行出现状况的主要原因大多数都是由于运行工况和气体侧漏。
一、600 MW机组汽轮机本体发展现状1、机组发展速度较快近几年，国产600 MW级机组汽轮机电机组已是中国各个工程项目中的重中之重，对于优化并调整我国机组汽轮机问题的目标也越来越明确，在技术上和设备上进行调整对于我国汽轮机组的可持续发展具有不可估量的好处，不但能够大大增加汽轮机操作时的工作效率，还能在很大程度上减少对环境的污染程度。
2、运行状态比较稳定就我国目前的发展水平来看，在汽轮机的发展上得到了明显的提升，根据数据显示，就08年来说我国的汽轮机就达到了将近3000台。
虽然我国的汽轮机数量有了明显增加，不过相对应的问题也出现了很多，尤其是在汽缸内部间隙方面的问题更是原来越显著。
二、汽轮机的间隙问题1、存在的主要问题汽轮机k值主要指的是以其汽轮机为基础的热力设计和功效进行的运算，使汽轮机在任何情况下都能够以最好的状态运行，并且动静部件在轴向上也不会发生摩擦，根据材料膨胀量的计算的设计方式得出的动静部件轴向定位间间隙的确定，通常情况下k值都标注在指定的位置上，标注出标准的厂家值。
汽轮机有关上汽厂600mw机组各个转子k值的定位情况下，高压转子推力盘通常情况下都靠在发电机的一侧上，k值的定位分别是：高压转子11.96士0.13mm，即叶轮叶顶轴向与第一隔板之间的间隙，中压转子14.25士0.13mm即叶轮叶根轴向与调端第一级隔板间的间吩，低压2转子29.52士0.13mm，即叶轮叶根与调端第一级隔板间的间吩。
汽车机LA值指的是为了检验盖缸后转子的整定值k值的确定，在确定好的情况下现场通常情况下会用转子与轴承箱特定位置测量记录来测量汽车缸端面到转子外侧平面之间的轴向间距。
轴系中各个转子轴向定位通常会根据m在汽轮机全实缸的状态，转子连轴器没有解裂，推力瓦没有移动位置，推力盘在工作瓦块的位置的情况下检测各转子的LA值，推力瓦定位位置的数据来验证结果。
汽轮机高压叶片积盐的原因浅析
N O RT H CHI NA ELECT RIC P OW ER 华北电力技术 N o.8 1998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300MW 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0.5～3mg /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SiO 2不超标,而PO 43-累计超标100h ,浓度范围为3.5～8mg /L ,说明磷酸盐加药经常过量。
在给水纯净的情况下,Na 3PO 4是炉水含盐量的主要来源。
PO 43-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17.6M Pa 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 S/cm 左右、PO 43-浓度<0.5mg /L 、pH 值为9.0,接近蒸汽品质;而当降负荷、压力低于17.6M Pa 时,以上指标呈上升趋势,PO 43-浓度最高达10mg /L ,严重超标且长时间降不下来。
亚临界600MW汽轮机积盐分析及试验研究
临 界 ６ ０Ｍ Ｗ ０
汔 轮 机 丝 分 衍 厦试 骀 研 宓
王 应 高 ， 永 立 星成 霞 ， 绪 良， 子 龙 李 金 周
，
华 北 电力科 学研 究 院有 限 责任公 司， 京 北
１ ０ ４ ００５
［ 摘
要］ 在 对亚 临界 ６ ０ＭＷ 汽轮 机 积 盐原 因进行 定 性 分析 的基 础 上 ， ０ 通过 对 ３台 同型 号机 组
进行 锅 炉热化 学试 验研 究 ， 对影 响 机 组 蒸汽 品 质 的诸 多因素 进行 了定 量 考 查。 结果 表
明， 为提 高亚 临界 ６ ０ＭＷ 机组 汽 包炉 蒸汽品 质 ， 用平衡磷 酸 盐 处理（ Ｐ 工况 炉水 ０ 采 Ｅ Ｔ） 最优 监控 指标 为 ：（ ０ 一） ０ ４ｍｇ Ｌ， Ｊ Ｐ ＜ ． ／ ＤＤ＜ １ Ｓ ｃ ｐ 值 ９ ３ ～９ ５ ； ０ ０ｕ ／ ｍ， Ｈ ． ０ ． ０ 蒸汽 （ 以钠
ｐ ｏ ｐ ａｅｔｅ ｔ ｎ Ｅ Ｔ）ｓ ｏ ｌ ｅａ ｏｌｗｓ』 Ｐ ］ ＜ ０ ４ ｍｇ Ｌ， ｈ ｓ ｈ ｔ ｒａｍｅ ｔ（ Ｐ ｈ ｕｄｂ ｓｆｌ ｏ Ｄ Ｏ 一） ． ／ ＤＤ＜ １ ／ ／ ｍ ， Ｈ ｖ ｌｅ （ ０ ． ｃ ｐ ａｕ 一 ｔ Ｓ ９ ３ ～ ９ ５ ｔｅｅ ｔａ ｍｅ ｔｃｅｆ ｉｎ ｆ ｔａ ． ０ ． ；ｈ ｎ ｒｉ ｎ ｏ ｆ ｃ ｔ ｅ ｍ￣ Ｏ １ ，ｈ ｈ ｎ ｅｒｔ ｆ ｎｔｌａ ≤ ９ ０Ｍ Ｗ ／ ｎ ｎ ｉｅ ｏ ｓ ． ｔ ｅｃ ａ ｇ ａｅｏ ｉ ｏ ｄ ． ｕ ｍｉ，
Ｗ ＡＮＧ ｎ ｇ ｏ， ｎ ｌ， ＮＧ ｈ ｎ ｘａ Ｊ Ｎ ｌ ｎ Ｚ Ｙｉｇ ａ ＬＩＹｏ ｇ ｉＸＩ Ｃ ｅ ｇ ｉ ， Ｉ Ｘｕ ｉ ｇ， ＨＯＵ ｉ ｎ ａ Ｚｌ ｇ ｏ
火力发电厂汽轮机腐蚀原因分析与处理
火力发电厂汽轮机腐蚀原因分析与处理摘要：汽轮机是火力发电厂的主要设备之一，是机组安全运行的重要保证，汽轮机在运行中会出现腐蚀和积盐而影响机组的安全和经济运行，因此查明汽轮机腐蚀的主要原因、产生腐蚀物质的来源及防止腐蚀发生的措施，是电厂化学工作的重要内容之一。
以下通过对腐蚀产物成分、除盐水水质、水处理使用树脂的检测，查找汽轮机腐蚀原因并提出防范措施。
关键词：火力发电厂；汽轮机；腐蚀原因；分析与处理前言在超临界热力系统中,直流锅炉逐渐取代了传统的汽包锅炉,以更优越的性能适应了目前的技术要求.但是直流锅炉运行的过程中,对汽水排污工作不能很好的进行,因此对使用的水质要求比较高,而水质的好坏对整个汽轮机和锅炉的健康安全运行有很大的影响。
1 FAC机理及影响因素FAC是碳钢管内的保护性氧化膜被水流或湿蒸汽破坏的情况下才发生的一种腐蚀过程。
FAC分为2个过程：一是腐蚀过程，另一个是流动动力过程（物理过程）。
腐蚀过程是引起FAC的基本过程，而流体动力过程则加快了FAC的发生。
碳钢管壁上附着的磁性氧化铁是FeO和Fe2O3混合物，FeO中的铁是二价的铁离子，FAC对其十分敏感。
在不考虑流动所产生的影响的情况下。
其中过程包括以下2个化学反应Fe+2H2OFe2++2OH-+H2Fe(OH)2+H2（1）3Fe2++4H2O=Fe3O4+6H++H2（2）过程②为式（1）中释放的亚铁离子融入水中的过程。
过程③为式（2）中生成的Fe3O4逐渐沉积在金属表面形成覆盖层的过程。
虽然Fe3O4在金属表面形成氧化膜阻碍了铁的进一步氧化，但Fe3O4本身是多孔疏松且微溶于软化的、中性或稍微碱性（pH在7.0～9.2之间）的水中，且化学反应过程中所产生的H2会使其变得更加疏松，不能很好地隔断水与金属铁的直接接触。
当流体在静止状态时，液固界面处被溶解物质的浓度较高，化学腐蚀的速率也很低，在一定时间内甚至可达到平衡。
由于流动的存在，过程④不但使流体中的被溶解物质（如二价铁离子）的浓度不断地被稀释，当流速大到一定程度时，金属表面疏松的覆盖层可能被冲蚀，使更多的金属直接暴露在水中，化学反应的平衡被打破，向着金属被“水解”的方向快速推进，越来越多的金属离子溶入水中，管壁逐渐变薄，当金属管壁变薄到一定程度时就将导致管壁的突然爆裂。
火电厂热力设备结垢、积盐与腐蚀的危害及防治对策
火电厂热力设备结垢、积盐与腐蚀的危害及防治对策本文通过分析火力发电厂热力设备结垢、积盐和腐蚀的原因，影响因素以及危害性，结合本人长期从事化学监督的经验，逐一提出行之有效的防治对策、化学运行监督注意的事项，对从事火电厂化学监督的人员有一定的参考意义。
标签：热力设备积盐结垢腐蚀影响因素危害性及防治措施一、热力设备的结垢的原因1.水垢的化学成分有三氧化二铁，氧化铜，二氧化硅等。
2.水垢会降低锅炉和热交换设备的传热效率，增加热损失。
结垢增加水的流动阻力，迫使锅炉降负荷运行。
水垢能引起锅炉水冷壁管的过热，导致管子鼓包和爆管事故发生。
水垢能导致金属发生沉积物下腐蚀。
水垢生成的太快、太多，迫使热力设备不得不提前检修。
3.主要部位一般发生在水冷壁管壁，过热器，凝汽器，高参数机组节流孔圈和集箱底部。
4.影响因素有凝汽器泄露，启动机组时水质指标不合格；机组停用保护不当，凝结水精处理系统无法正常运行等。
二、热力设备的积盐的原因1.积盐热力系统中水进入锅炉吸收热量变成蒸汽；蒸汽导入汽轮机，蒸汽的热能就转变为机械能，经汽轮机作功后的蒸汽被冷凝成水；水经过加热器、除氧器和给水泵等设备再进入锅炉（见图l）。
在这个循环过程中，水和蒸汽作为热力设备中的流动介质，都具有溶解其它物质的能力，但二者的形态不同。
所以，过热蒸汽作为一种溶解气体，自然溶有各种杂质。
当过热蒸汽进入汽轮机后，由于蒸汽膨涨作功，其压力和温度降低，钠化合物和硅酸在蒸汽中的溶解度随压力降低而减少，当其中某种物质的溶解度下降到低于它在蒸汽中的携带量时，该物质就会以固态析出，并沉积在汽轮机蒸汽通流部分。
2.过热蒸汽中的各种杂质在汽轮机内的沉积特性及部位，这是因为SiO2在蒸汽中的溶解能力很强，只有在蒸汽压力和温度急剧减小降到很低时才会以沉积。
如图2所示：3.在过热器内沉积的盐类主要是各种钠盐。
这是因为钠盐在高温高压过热器里的溶解度非常小。
因此，过热蒸汽中的钠盐含量会远远小于饱和蒸汽中的钠盐含量不能全部溶解的钠盐便沉积在过热器上。
火电厂热力设备结垢,积盐与腐蚀现状及防治对策
火电厂热力设备结垢,积盐与腐蚀现状及防治对策摘要：随着我国社会经济的快速发展，各领域的生产能力不断扩大，在这样的时代背景之下，各行各业对能源的需求与日俱增，电力企业因此备受社会各界的广泛关注。
火力发电厂是我国电力领域的重要组成部分，其工作质量和工作性能的稳定性，直接影响着下流用电企业和社会居民的生活工作质量。
本文结合火力发电厂热力设备结垢，积盐以及腐蚀等等问题展开分析，并且提出了相应的防治策略。
希望能够从根源上去除火力发电厂热力设备存在的问题和故障，并且建立健全完善的管理机制，保障火力发电厂工作状态的稳定。
关键词：火力发电厂运转，热力设备维护，问题及防治对策一、火力发电厂热力设备现状火力发电厂是我国重要的电力资源生产基地，在经营运转的过程中需要克服十分恶劣的工作环境因素影响。
再加之工作性能的特殊性，在工作推进的过程中，出现结垢。
积盐或者是腐蚀的问题，是十分常见的现象。
而造成火力发电厂热力设备出现安全事故的主要原因也是以上三大故障，因此为了能够从根源上保证我国火力发电厂运转的安全性和稳定性，必须要进行这三大问题的根本性防治。
1.1结垢现状火力发电厂的热力设备在运行的过程中，需要将水资源转化为蒸汽，只有这样才能够实现能量的转换，所以说水中所含有的特殊物质会经过长时间的累积，在设备内部形成厚厚的水垢。
水垢往往是由多种化合物质共同组成，包括铝铁化合物和含硅化合物。
当然水蒸气所造成的水垢往往相对较少，而大面积的水垢积累是由于上部的凝结器发生侧漏问题而形成。
这种特殊的水垢很难进行全方面的清除，即便是人工进行清理也难以保证清除到位，当然除了特殊水垢之外，还有就是氧化铁所造成的污垢。
这是高参数的工作基础中，最容易出现的一种腐蚀问题，因为热力设备之中，污垢结成之后，会附着在水冷壁壁管或者是过热器等等一些特殊的关键性工作节点。
一旦拮据的水垢或者是氧化铁等等物质过厚，导致后续工作无法稳定的推进，就会导致爆炸事件的出现。
浅谈600MW机组汽轮机低压缸腐蚀与预防措施
浅谈600MW机组汽轮机低压缸腐蚀与预防措施摘要：由于相关人员对600MW机组汽轮机低压缸进行解体检查的过程中，发现有很多腐蚀产物，而低压缸转子喷砂清除腐蚀产物以后，叶片上出现了蚀坑。
采取SEM与ICP等方式进行检查与分析寻找腐蚀产生的原因。
通过检测发现，汽轮机低压缸转子叶片腐蚀关键是在停机阶段构成的原位停机氧腐蚀，缸体内积盐中的氯离子参加构成了含氧电化学腐蚀。
本文就针对600MW机组汽轮机低压缸腐蚀和预防对策进行了探讨。
关键词：600MW机组汽轮机；低压缸；腐蚀；预防措施一600MW机组汽轮机是某公司生产的超临界、一次中间再热、双背压凝汽器汽轮机，两个双流低压缸为2*2*7级，低压缸第1到5级叶片材料是1Crl2Ni2W1Mo1V不锈钢，而次末级叶片是2CrllNiMo1V不锈钢，末级的叶片使用的是Cr-Ni-Mo-V不锈钢。
通过研究表示，汽轮机低压缸沉积和腐蚀都与相变区初始凝结水的产生有关，汽轮机与低压缸温度差值是4%的时候有沉积和腐蚀情况。
该厂在机组修检过程中了解到低压缸转子叶片出现了锈蚀现象，低压缸转子通过喷砂除锈，显示出锈蚀产物底部有显著的坑蚀。
对于低压缸与别的部位进行检查分析，采用SEM、EDS与IC等进一步检查，了解腐蚀成因，同时提出预防对策。
一、初次检查600MW机组汽轮机低压缸第一次现场查看是停机以后的17d。
吊出低压转子叶片与隔板，揭缸以前，缸内真空损坏，进入空气，出现自然冷却。
通过观察与比较锈蚀及分布特点，挑选典型的1/4/7级。
进而得出：1.锈蚀产物颜色为砖红色，稀松没有强度，易机械清除没有结合力，是铁的常温氧腐蚀产物。
2.砖红色锈蚀产物出现在专业叶片背面，叶片之间根部四周的缝隙和其周围尤为显著。
3.转子叶片正面锈蚀少，尤其是蒸汽通流1级叶片位置，大致为金属钢灰色。
可是在不益于蒸汽快速冲刷的叶片根间缝隙和其四周，一样有锈蚀问题，此乃蒸汽盐类沉积与适当情况下引发锈蚀的特点。
600 MW汽轮机在首次大修中的积盐检查
600 MW汽轮机在首次大修中的积盐检查
王涛英;徐军锋;郭包生;潘惠;黄晓峰
【期刊名称】《华北电力技术》
【年(卷),期】2009(000)0z1
【摘要】对1号机汽轮机转子叶片进行检查,发现高压转子叶片和部分中压转子叶片上的积盐厚迭0.7 mm,通过元素分析和物相分析表明,积盐主要成分是磷酸钠盐和硅酸钠盐.对汽包内汽水分离装置进行了全面检查和检修,提出了可能导致积盐的几个因素,结合热化学试验,对1号机组提出整改措施,大修启动后饱和蒸汽钠含量较大修前降幅约15.5%.
【总页数】4页(P46-48,52)
【作者】王涛英;徐军锋;郭包生;潘惠;黄晓峰
【作者单位】内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古托克托,010206;内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古托克托,010206;内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古托克托,010206;内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古托克托,010206;内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古托克托,010206
【正文语种】中文
【中图分类】TK268
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四、锅炉热化学试验及水工况优化研究
为解决汽轮机积盐问题，我们对数台600MW亚临界汽 包炉进行了锅炉热化学试验研究和水工况优化试验研究， 对蒸汽品质的影响因素及变化规律进行了考查，从定量角 度确定了蒸汽携带系数、炉水含盐量、机组运行参数等影 响因素的最优控制范围，以达到预定的蒸汽品质控制目 标，实现预防汽轮机积盐的目的。另外还对非磷酸盐处理 方式---氢氧化钠处理和AVT全挥发性处理做了试验研究和探 讨，以期进一步提高蒸汽品质。
三、汽轮机积盐原因分析
2）汽包顶部波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处缺陷
波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处的焊缝满焊前/后 汽包顶部波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处的焊缝没满焊，只进行 了点焊，这会导致波纹板分离器的疏水直接进入汽空间，从而导致饱和蒸 汽的含盐量增大。
三、汽轮机积盐原因分析
3.5 炉水处理工况对蒸汽品质的影响
三、汽轮机积盐原因分析
3.7
原控制标准值过高
对A 厂3号机组投产以来的蒸汽质量进行了分析，结果表明，蒸汽含钠
量多数情况下在5.0μg/㎏～10.0μg/㎏范围内，符合GB/T12145—1999《火力发 电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中的蒸汽含钠≤10μg/㎏的规定。统计4年 的主蒸汽含钠量的合格率为95. 9%。 由此看出，如果按照 GB/T12145— 1999《火力发电机组及蒸汽动力设备 水汽质量》中蒸汽钠含量小于 10μg/ ㎏的标准进行控制，已经不满足 600MW 亚临界机组对蒸汽品质的要求。而美国EPRI 标准中规定蒸汽的含钠量应控制 在3.0 μg/ ㎏以下，期望值应为 1.0 μ g/ ㎏。新版国标 GB/T12145—2008已将蒸 汽钠含量标准修订为小于5μg/㎏进行控制。
三、汽轮机积盐原因分析
3.4 汽包的汽水分离效果对蒸汽品质的影响
（1）汽水分离器的数量影响汽水分离效果 上述几台锅炉型号均为HG-2023/17.6-YM4 型锅炉 ，该汽包旋风 分离器数量只有 110个，是常规600MW机设计数量（ 200个）的一 半，使单个旋风分离器的负荷相对过重, 汽水分离效果相对较差。 （2）汽水分离器的安装水平和运行状态 旋风分离器在运行过程中发生倾斜或倾倒，使第一级汽水分 离失去了应有的功能，蒸汽严重带水使蒸汽的含盐量增加。 （3）汽包的汽水分离装置的缺陷是蒸汽品质差的主要因素之一
三、汽轮机积盐原因分析
3.6
机组运行参数对蒸汽品质的影响
机组运行参数如负荷（尤其是投 AGC 后）、汽包水位和压
力等都会对蒸汽携带产生影响。锅炉的负荷、水位、压力变化太 剧烈时，会使蒸汽大量带水，导致蒸汽品质恶化。 当锅炉汽包的 运行压力超过 18.5MPa 时，蒸汽中的磷酸三钠除机械携带外，开始 被蒸汽溶解携带，压力越高溶解携带越严重。 锅炉热化学试验就是专门针对机组运行参数、化学水工况对 蒸汽品质影响因素的一项试验，通过试验可获得优质蒸汽品质的 机组运行最优参数。
叶片 高压转子第1级 高压转子第2级 高压转子第3级 高压转子第4级 高压转子第5级 高压转子第6级 高压转子第7级 高压转子第8级 高压转子第9级 中压转子第5级 积盐颜色 浅砖红色 浅砖红色 浅砖红色 浅砖红色 浅砖红色 浅砖红色 浅砖红色 灰色 灰色 灰白色 积盐速率 [mg/(cm2.a)] 5.38 7.91 3.15 6.90 6.89 5.89 3.48 7.91 9.45 3.11 主要成分 / 65. 12%Na3 PO4 56. 89%Na3 PO4 / / / / / 73. 04% Na3 PO4、17. 94%Na2HPO4 55. 34%Na2 SiO3、18. 94%Na2 CO3、
一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状
600MW亚临界机组汽轮机积盐图例
高压转子积盐情况
一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状
600MW亚临界机组汽轮机积盐图例
中压转子积盐情况
低压转子积盐情况
一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状
叶片表面垢样分析结果 元素分析 O Na P Fe Cu Mo W Ca S Zn 质量百分比含量% 39.6 35.7 18.4 4.03 1.16 0.373 0.239 0.200 0.189 0.135
三、汽轮机积盐原因分析
盐类在汽轮机沉积的物理化学过程
三、汽轮机积盐原因分析
3.3 汽轮机积盐分布
典型汽轮机沉积物的分布结构
其中，铜的氧化物、 硫酸盐、钠盐在高压缸的分布较多；铁的氧化物在高、中压缸分布较 多，在低压缸的区域内的分布随蒸汽比容的增加而逐渐降低；硅的沉积物主要集中在低压缸，随着蒸 汽比容的增大，沉积物逐渐增多。
一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状
案例3：
2009年3月C电厂2号机大修，发现汽轮机积 盐非常严重。高压转子第9级积盐量达到了 29.1mg/cm2 ，第4级高压隔板达到 37.5mg/cm2 。
案例4：
D 电厂 1 、 2 号机组也是哈锅强制循环汽包 炉，蒸汽钠波动大，经常发生短期超标现象， 存在汽轮机积盐可能性。
三、汽轮机积盐原因分析
3.2 汽轮机积盐的过程分析
蒸汽溶解盐分的能力是由蒸汽的参数 (压力、温度 ) 决定的， 参数越高的蒸汽溶解盐分的能力越强，相反则越低。当高参数的蒸 汽在汽轮机中不断做功后参数降低，蒸汽中原先溶解的盐分析出并 附着在叶片表面, 就形成了积盐。 同时，热力系统中由于破损和氧化而脱落下来的金属和金属 氧化物在机械携带的作用下，随工质流动，最后附着在叶片表面， 也同样会形成叶片积盐。 积盐一旦形成，叶片表面附着盐分的速度将较光洁叶片大大 增加，叶片工况迅速恶化。
二、汽轮机积盐的危害
2.2 汽轮机叶片积盐还会引起和加速叶片的腐蚀 A电厂 3号机大修检查发现低压缸首级和二级叶片有 腐蚀坑点，主要是由于蒸汽含盐高，在蒸汽作功后的初 凝区（干湿蒸汽交替区）含盐量大引起的腐蚀。
B厂3号机低压5级叶片断裂（腐蚀坑内氯离子含量1.3%）
二、汽轮机积盐的危害
2.3
汽轮机积盐必定存在过热器积盐现象
二、汽轮机积盐的危害
2.1 汽轮机积盐将对机组的经济性产生显著影响 A电厂3号机自2001年9月投产，至2007年4月14日 停 运 大 修 ， 累 积 运 行 共 42934 小 时 。 大 修 前 该 机 组 600MW负荷运行首级压力为13.39MPa，比投运初期额定 工况时的11.85MPa高1.54MPa，满负荷运行额定蒸发量 (增加约200t/h)和锅炉煤耗也相应地增加。 大 修 后 首 级 压 力 降 为 12.62MPa ， 比 修 前 降 低 0.77MPa。
一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状
汽轮机积盐作为影响机组安全经济运行的重要因 素之一，一直是业内关注的重点问题。近年来，随着 高参数大容量机组的不断投入运行，汽轮机积盐问题 带来的危害越来越显著，已经成为热点问题。 600MW 亚临界汽包机组作为国内主力发电机组， 近年来已有数台在大修期间发现了严重的汽轮机积盐 现象，这是造成机组出力和热效率下降的主要原因。
600MW及以上高参数机组 汽轮机积盐腐蚀问题分析
华北电力科学研究院有限责任公司 化学环保研究所 李永立 （13671030695、010-88071450） 2013/4/8
主要内容
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一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状 二、汽轮机积盐的危害 三、汽轮机积盐原因分析 四、锅炉热化学试验及水工况优化研究 五、汽轮机积盐的预防措施 六、600MW及以上机组低压转子和隔板的腐 蚀问题
Байду номын сангаас
四、锅炉热化学试验及水工况优化研究
7) 为达到预定的饱和蒸汽钠含量期望控制范围，对数台 600MW亚 临界汽包炉进行了水工况优化试验，并进行了炉水氢氧化钠处理 工况和AVT全挥发性处理工况的现场应用研究。 8 ）现场指导相关机组的大修化学检查，直观地寻求提高汽包汽水 分离效果的汽包检修工作。 9) 对试验机组大修前后、试验前后蒸汽品质的对比分析 。
三、汽轮机积盐原因分析
水和蒸汽在饱和状态下密度与压力的对应关系
三、汽轮机积盐原因分析
在温度超过300℃（压力超过8.59MPa）时，汽相中的浓度大于 液相的物质有氨、二氧化硫、甲酸、乙酸、盐酸、氢氧化铜、氯化 铵、硫酸等； 在温度超过350℃（压力超过16.53MPa）时，汽相中的浓度大于 液相的物质有乙酸铵、硫酸氢铵、硫酸钠； 在温度超过365℃（压力超过19.8MPa）时，汽相中浓度大于液 相的物质有氢氧化钠； 磷酸只有在临界温度时，汽相中的浓度等于液相。 最新研究结果还表明，炉水采用磷酸盐处理时，蒸汽主要以磷 酸分子溶解携带；采用氢氧化钠处理时，蒸汽主要以钠与氢氧根 1： 1的比例溶解携带；采用全挥发处理时，蒸汽主要以氨分子溶解携 带。
一、600MW亚临界机组汽轮机积盐现状
案例1：
2007 年4 月 A 电厂3 号机组大修，对汽轮机进行了检查，发现 汽轮机积盐非常严重，同时低压缸首级叶片和二级叶片存在腐蚀 现 象 。 积 盐 最 严 重 的 是 高 压 缸， 其 第 1 级 叶 片 的 积 盐 量 高 达 30.1mg/cm2，积盐的主要成分为磷酸钠盐，占 94.6% ，其次为Fe3O4 约4.3%，还有少量铜垢，约 1.1%。 高压转子叶片的沉积量如下： 叶片级 调速级 1级 3级 5级 7级 沉积量（mg/cm2） 11.56 30.10 20.11 13.43 12.28 沉积率（mg/cm2.a） 2.08 5.25 3.51 2.34 2.14
在过热器中，蒸汽中的磷酸三钠容易变成饱和溶
液而析出。当蒸汽流经过热器发生降压后，因 Na3PO4的 溶解度降低，蒸汽中的 Na3PO4因超过其溶解度而析出， 导致过热器积盐。 广东妈湾电厂 2号机组因为过热器积盐过多造成爆 管。
三、汽轮机积盐原因分析
3.1 携带机理分析
不纯物质会通过机械携带和溶解携带进入蒸汽。 机械携带以微小液滴的形式进入蒸汽，由于炉水的含盐量通常 比蒸汽高2～3个数量级，因此，当机械携带率略有偏高时，便会较 大程度的影响蒸汽品质。机械携带率主要受汽包汽水装置的分离性 能、汽包水位、汽包压力、机组负荷及其变化速率等因素的影响。 盐类的溶解携带量主要与盐类的汽水溶解特性、炉水的温度、 压力、化学水工况、汽水品质等因素相关。600MW亚临界机组与其 他机组相比蒸汽盐类的携带量更大，主要原因是机组参数提升至临 界附近，汽水的理化性质更为接近。