某超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析

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660MW超超临界汽轮机轴瓦损坏原因分析及处理

660MW超超临界汽轮机轴瓦损坏原因分析及处理【摘要】我国煤炭资源丰富，因而我国主要的发电形式就是火力发电。

660MW超临界汽轮机是火力发电的主要设备，而轴瓦又是汽轮机的重要组成零部件之一，所以在火力发电厂中汽轮机的轴瓦如果损坏，不但会影响发电，还有可能造成重大的设备损坏安全事故。

分析660MW超超临界汽轮机轴瓦的损坏原因，并及时进行处理，对火力发电具有重要意义。

【关键词】火力发电;660MW超临界汽轮机;轴瓦;损坏原因;及时处理1前言660MW超临界汽轮机作为火力发电的主要设备，该设备比亚临界机组的热效率更高，对环境的污染更小，具有更好的节能减排效果，因而在我国的火力发电厂中被广泛推行使用。

但是，由于我国使用660MW超临界汽轮机的年限较短，使用中操作不当等原因造成轴瓦损坏的现象频繁发生，不仅影响正常的发电工作，蒙受巨大的经济损失，而且会引发机组的安全隐患，造成人员伤亡。

为规避这类恶性事故的产生，很有必要找出汽轮机轴瓦的损坏原因，且针对各类原因提出处理方案。

2轴承的工作原理及其影响因素以润滑理论为依据，对于动压滑动轴承而言，若轴承承受的负载太重，轴承油膜较易破损，从而造成轴承和轴颈之间部分地方出现干摩擦，使得轴瓦温度骤升;而如果轴承负重较轻，油膜相对较厚，就容易出现因失稳产生的油膜振荡。

为了确保轴瓦温度既不会过高也不会出现油膜振荡的现象，就要保证油膜适宜，既不薄也不厚。

所以相关工作人员需要研究轴承负载和油膜厚薄两者间的参数设置，也就是平时监测的轴承温度与振动反应油膜的厚度情况。

会对油膜工作状态产生影响的因素很多，主要有以下几类。

（1）轴承承重负载不均衡。

轴封密封不严出现漏汽引发轴承座标高的变化，转子受到很大向下的力、转速高于被允许的值，较大的轴振动，转子中心偏差、轴承扬度与温度发生变化等，这些都会引起轴承负载量不均衡。

（2）轴承球面的自动调整能力变差[1]。

轴承间隙太大或太小，轴承底座加垫片的太多，可倾瓦垫块的方向装反进而限制活动范围，轴承紧力较大，轴承安装偏斜，轴承和轴颈扬度不统一等，都会使轴承球面的自动调整能力变弱。

1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析

1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析摘要：本文介绍某发电厂1000MW超超临界汽轮机组在投入生产运行半年内出现的振动大导致机组停运问题的分析过程，重点在对产生振动大原因进行多方面分析，并找出振动的根本原因为同类型机组提供可借鉴经验，并在调试及正常运行期间加以避免。

关键词：汽轮机、1000MW、超超临界、振动分析某电厂1000MW超超临界汽轮机组于2018年10月投入生产，汽机为上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

在4个月的运行期内，经历几次启停机，振动参数基本正常，机组带满负荷能稳定运行。

但在第5个月的运行及停机过程中，存在两个振动异常现象，一是满负荷下1瓦轴振波动大，二是机组在滑停惰走过程中，轴系各瓦过临界轴振大。

一、机组振动大具体情况介绍：1.1、满负荷工况1瓦轴振波动情况2019年2月28日至3月16日，#1轴振随负荷变化而变化，负荷升高时，#1轴振增大，负荷降低时，#1轴振随之下降，在800MW负荷以下时，#1轴振单峰值在40~80μm波动；机组在满负荷1000MW工况下，1瓦轴振频繁波动并有爬升趋势，单峰值80~110μm波动，瞬时极值130μm，瓦振0.7mm/s，基本稳定不变；其它各瓦波动幅度较少，从#1轴振动曲线看，3月15日1时后有下降趋势。

从TDM系统分析可知，振动波动主要是工频成分，伴随明显的低频及二倍频分量。

DCS历史数据表明，在机组调试投运初期，1瓦轴振随负荷变化就存在明显波动现象，波动幅度30~130μm不等，频度相对要低。

查看满负荷工况下1瓦的润滑油回油温度在8个轴承中为较低，仅59.7℃。

润滑油压、油温基本不变，1瓦左下钨金温度有爬升趋势，2019年1月15日前，#1轴承左前下为81℃以下，1月27日升至83.4℃，2月11日升至88.5℃，3月10日以后，瓦温又开始上升至16日升至96.5℃，1瓦其它测点温度在70℃以下并变化不大。

凝汽器结垢和腐蚀原因及应对措施

凝汽器结垢和腐蚀原因及应对措施摘要：超临界机组实施节水减排措施，导致不锈钢管凝汽器腐蚀结垢。

随着节水减排压力的提高，冷却水循环系统的安全稳定性受到严重质疑，凝汽器结垢、腐蚀问题日益突出。

采用循环水对不锈钢换热器的水质、电化学腐蚀行为和材料性能进行了研究和分析。

关键词：节水减排；凝汽器；结垢；腐蚀引言我国重要的战略资源之一是水资源。

社会经济可持续发展和环境保护下实施节水减排战略具有重要意义。

火电厂水资源利用的突出问题是耗水量大、利用率低一直是。

对于循环冷却火电机组，可提高循环冷却水、梯级污水或部分处理后回用的浓缩比，实现环保政策是火电厂循环水污水零排放。

1循环水监督处理采用水质处理法解决循环运行中的问题。

运行管理的基本原则是尽可能提高浓度，保证处理效果，防止结垢、腐蚀、菌藻，节约用水和排放，减少环境污染，节约金属材料投资，经济效益的提高，装置保证安全稳定运行。

碳酸钙在水中容易结垢。

碳酸钙结垢的经验指标包括饱和度、稳定性和结垢指数，仅供参考。

凝汽器热阻的测量是十分必要的，即通过水质分析来判断污垢的热阻。

水质分析与判断：在水质条件下测试最终碳酸盐硬度。

碳酸盐最终硬度也是循环水防垢处理的控制参数，具有较高的精度和重现性。

污垢热阻的判断：可与同类型机组或同一凝汽器同一季节的端差运行数据进行比较。

新凝汽器的清洗一般在3℃到5℃之间。

现行防垢技术的目的是通过多种方法防止碳酸盐结垢，使循环水的碳酸盐硬度不超过其极限。

实际上，热力学和动力学是结合在一起的。

热力学方法：废水交换、弱酸离子交换、石灰处理软化、加入硫酸将碳酸盐转化为高溶解度产物硫酸盐等，以减少水中的结垢量。

动力学法：加入化学药剂（阻垢剂、分散剂）或其他方法，防止碳酸盐结晶、生长和沉淀。

循环水经阻垢剂处理后水质呈弱碱性，故又称碱处理。

为了提高水的耐腐蚀性和阻垢性，水稳定剂可以提高水的极限碳酸盐硬度，从而起到有效的阻垢作用。

目前，最常用的水稳定剂有聚磷酸盐、有机膦酸和聚羧酸。

超超临界汽轮机叶片固体颗粒侵蚀(SPE)问题研究及防治策略

超超临界汽轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE）问题研究及防治策略论述了超超临界机组所面临的突出威胁：管道的蒸汽侧氧化及汽轮机叶片的固体颗粒侵蚀（SPE）问题。

并对其产生机理作了深入分析，指出这一问题牵涉到主设备选型，系统设计，安装调试，运行方式及控制理念等诸多环节，需进行全方位全过程的综合防治。

通过锅炉的合理选材，选择塔式炉，配置大容量旁路，采用无调节级汽轮机及合理的进汽结构，对叶片作抗冲蚀处理，大幅降低热控保护的误动概率及锅炉强停次数，选择合理的启动和运行方式，慎用减温喷水等，能显著的降低锅炉蒸汽侧氧化及氧化皮脱落造成的危害，极大地缓解汽轮机固体颗粒侵蚀问题。

1、超超临界机组面临的主要威胁在各国科学家的不懈努力下，1990年代，随着材料技术的突破，火力发电机组蒸汽温度20多年在540C∕566°C的徘徊局面被终结，以蒸汽温度600。

C为标志的超超临界火力发电技术已被广泛接受，目前，更高温度等级（＞700℃）的材料已在研发和试验中。

以26MPa∕600°C∕600°C蒸汽参数及20。

C冷却水温为参照，其系统循环效率可达44~45%,与亚临界及超临界机组相比的优势明显。

但是，伴随着超超临界发电技术的发展，特别是温度参数的提高，新的技术问题和矛盾也摆到了人们的面前。

而这其中的一个会对机组的安全和经济运行产生严重威胁的突出问题一一管道的蒸汽侧氧化及由此引起的汽轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE）需要引起业界的特别注意。

由于这一问题牵涉到主设备选型、系统设计、安装调试、运行方式及控制理念等诸多环节，需要进行全方位和全过程的综合防治。

管道的蒸汽侧氧化及由此引起的汽轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE）也称硬质颗粒侵蚀（HPE）是超（超）临界机组面临的主要问题，并且压力和温度参数越高，这一问题越严重。

该问题较多发生在锅炉启动阶段，因锅炉受热面受热冲击引起管子汽侧氧化铁剥离，剥离的氧化物根据其质量及形状的不同以及该处蒸汽动量的大小，或在管内沉积，或随蒸汽运动并形成固体颗粒，使汽轮机调节级和高、中压缸第1级叶片产生侵蚀。

某超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析

某超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析发布时间：2021-10-26T03:54:52.066Z 来源：《当代电力文化》2021年21期作者：康平[导读] 某电厂汽轮机由东方汽轮机有限公司生产NZK660-24.2/566/566 型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，康平陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂陕西省榆林市 719000摘要：某电厂汽轮机由东方汽轮机有限公司生产NZK660-24.2/566/566 型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，锅炉为东方锅炉股份有限公司制造的DG2141/25.4-Ⅱ6型超临界变压直流Π型锅炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道锅炉。

#2机组2015年检查性大修后于2021年04月14日停机进行机组首次A修。

本次主要研究汽轮机结垢原因，以及处理措施，以此来确保汽轮机高效、安全、稳定运行。

关键词:汽轮机；结垢；过程分析；处理措施1电厂用水概况电厂生产补给水水源主要是水务集团王疙瘩水库来水，来水可达到《石油化工给水排水系统设计规范》（SH/T 3015-2019）的要求，主要指标为：浊度≤3mg/L、铁含量＜0.3mg/L、钙含量＜175mg/L。

电厂制除盐水流程为：活性炭+超滤+反渗透+一级除盐+混床处理后提供合格除盐水。

日常的水汽品质良好，水汽取样送第三方化验，结果均符合GBT/12145-2016 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中规定的指标要求。

停炉保护方法采用氨水碱化烘干法，停炉前4h加氨提高凝结水、给水pH:9.6～10.5，热炉放水，余热烘干。

查阅停炉保护执行情况，按要求执行，停炉保护执行记录。

2 #2机组汽轮机叶片检查情况：2.1高压缸叶片高压缸从调速级起，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，触摸不光滑，刮后摸着光滑。

从第2级到第8级有厚度不均的垢样，其中第8级叶片背汽侧最多，垢最厚处有1mm~2mm。

600MW超临界汽轮发电机组振动问题分析

600MW超临界汽轮发电机组振动问题分析摘要：汽轮发电机组的振动问题是电厂机组云心常见的故障现象，长时间的振动可能导致转动部件的疲劳损伤、轴承磨损、设备共振等问题，严重时可能导致设备损坏，影响电力生产的安全性和稳定性。

本文针对600MW超临界汽轮发电机组振动问题进行了深入分析。

包括转子质量不平衡、蒸汽激振力、轴系不平衡、轴承座和基础松动等。

并提出了一系列针对性的解决措施。

希望本文的研究能够为解决600MW超临界汽轮发电机组振动问题提供一些有益的思路和方法。

关键字：600MW超临界汽轮发电机组；振动问题；原因分析；解决措施在电力系统中，600MW超临界汽轮发电机组作为核心设备之一，具有较高的热效率和功率输出，其运行稳定性和可靠性对于整个系统的安全和稳定具有至关重要的作用。

然而，在实际运行中，汽轮发电机组经常会出现各种问题，其中振动问题是最为常见的问题之一。

振动问题不仅会影响设备的正常运行，还会对设备的安全性和可靠性造成威胁。

因此，对600MW超临界汽轮发电机组振动问题进行深入分析，并提出相应的解决措施，对于保障电力系统的安全和稳定具有重要意义。

一、转子质量不平衡在转子的制造过程中，材料不均匀、加工误差等因素可能导致转子质量不平衡。

此外，长期运行中的磨损、腐蚀等问题也会引起转子质量不平衡。

安装过程中，安装不到位或轴承座与转子对中不良等也会导致这种不平衡。

这种不平衡质量会在转子旋转时产生离心力，进而引起机组振动。

由于转子不平衡质量在旋转时产生的离心力是周期性的，因此机组的振动频率与转子的转速一致。

通常情况下，振动大小会随着转速的增加而增加。

这是因为随着转速的增加，不平衡质量产生的离心力也相应增加。

如果转子的不平衡质量主要集中在某一侧，那么振动的方向将与转子的旋转方向一致。

另外，由于转子的不平衡质量是固定的，因此振动的幅值和相位角通常不会随时间变化，表现出较好的稳定性。

针对由转子质量不平衡引起的振动问题，可以采取以下措施进行解决：通过在转子上添加平衡块，使转子在旋转时达到平衡状态，从而消除因转子不平衡引起的振动；改善蒸汽管道状况可以降低机组振动；调整轴系上各轴承座的相对位置使整个轴系的平衡状态达到最优；针对地基不牢固或轴承座松动引起的振动问题，可以通过加固轴承座和基础的方法来解决。

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。

OT工况下超临界机组直流炉结垢和积盐特征分析

表１锅炉四管结垢量计算
伴随国民经济的快速发展。电源点建设步人了
前所未有的快速发展阶段，临界直流机组是电力超
建设的主力机组．江苏省已投产超临界直流炉机仅组达２Ｏ台之多这些机组投运后大多数采用了传
统的给水全挥发性处理（ＶＴ工况，华润电力Ａ）而ｆ常熟）有限公司３台６０ＭＷ超临界机组直流炉５自投产之初就采用了给水加氧联合处理（Ｔ）０工况，是国产化超临界机组首批成功实施给水ｏＴ工况的机组在ＡｖＴ工况下超临界直流炉的锅炉水冷壁结垢和汽轮机叶片积盐呈现一种较为普遍的特征．归纳起来大致有以下几种现象：１给水存在流动（）
江
２０年５月０１
苏
电
机
工
程
第２９卷第３期６９
ＪａｇｕＥｅｔｃｌｎｉｅｒｎｉｎｓｌｃｒａｇｎｅｉｇｉＥ
・魄技术．
ＯＴ工况下超临界机组直流炉结垢和积盐特征分析
王斌
（华润电力（常熟）限公司，有江苏常熟２５３）１５６
工滴定方法对盐垢进行阴离子分析．结果见表２
１４水汽系统铜铁含量查定・．ｌ］
为了考察热力系统内的腐蚀现象．用ＩＰ对利Ｃ
水汽系统进行查定．果见表３结１５水汽系统检查结垢和腐蚀评价．

冶金企业超临界汽轮机组腐蚀结垢原因及检修策略

121管理及其他M anagement and other冶金企业超临界汽轮机组腐蚀结垢原因及检修策略宋燕生（河钢唐钢新区设备管理部，河北唐山 063000）摘要：该蒸汽轮机具有稳定的蒸汽源以及稳定的性能，其运行运行的周期性较长，大的调速功率范围，易于实现的可变速度和功率输出的稳定运行，并且广泛用于现代工业驱动器中。

在实际工作过程中，汽轮机局部结垢是一个普遍的问题，会阻止机组正常排放，如果能尽快发现，就可以分析原因，并采取适当的措施减少甚至消除结垢的影响，从而可以大大提高蒸汽效率。

关键词：汽轮机；结垢；腐蚀原因中图分类号：TM621.2 文献标识码：A 文章编号：11-5004（2020）18-0121-2收稿日期：2020-09作者简介：宋燕生，男，生于1983年，汉族，河北承德人，本科，高级工程师，研究方向：冶金机械设备。

叶片锈蚀和水蚀后，如不及时处理，长期操作将导致叶片膨胀损坏，叶片损坏，机组轻微振动加剧，强制关闭，更换转盘叶片或转盘回厂治疗造成重大经济损失。

特别是在电力供需失衡的情况下，由于设计、制造、安装、维护和操作的各种，涡轮机长期偏离了设计模式，即长期低负荷模式或多次启动-停止刀片损坏故障导致的原因将暴露。

1 汽轮机概况多级汽轮机是由同一轴上的若干级串联组合而成的，常见的1000MW 机组由4个缸体共48级组成，其中高压缸为12级，中压缸2×8级，低压缸2×5×5级。

汽轮机级由喷嘴阵列和相应的活动叶片阵列组成，是汽轮机运行的基本单元。

当处于特定温度和压力的蒸汽通过蒸汽轮机的级时，其动能在级联的动叶片中转换为机械能，从而完成操作蒸汽轮机的任务。

1000MW 汽轮机一般为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、九级回热抽汽、凝汽式汽轮机NJK1100-28/600/620，主蒸汽的设计公称压力为28 MPa，主蒸汽的温度为600℃，再热蒸汽的设计设计压力为5.613 MPa，温度为620℃，叶片的最终高度为863.6 mm。

超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析

超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析摘要：超临界机组汽轮机结垢不仅会增加汽轮机的磨损和能耗，降低机组的整体工作效率，更会增加汽轮机组发生安全问题的风险。

因此，文章就对超临界机组汽轮机结垢和腐蚀的原因进行了分析总结，并提出了相关防范措施，以供参考。

关键词：汽轮机；结垢；腐蚀；原因；防范措施1超临界机组汽轮机结垢的原因汽轮机垢样中的主要成分包括硅、铁、铜、钙、钠等元素，其中铁铜等化合物多来自水气系统运行期间，由于腐蚀所产生的各种细小微粒，随着汽轮机的长期运行会沉积到汽轮机炉管或者叶片表层；硅钙等化合物则是由于机组在建设、调试或者启动过程中所携带的杂物沉积；钠盐等化合物则是由于精处理混床运行存在异常所造成的，通过检测发现汽轮机叶片上的沉积物多数呈现弱碱性。

进一步分析汽轮机结构的原因，具体分为下述几点:1)精处理系统存在运行异常。

超临界机组在运行过程中需要通过精处理混床进行水汽品质的有效管控，但是在具体应用中可能由于精处理混床流量偏差较大，影响其运行状态，在氨化状态下混床所产生的水质不能够达到既定的品质控制要求，水汽氢导值大于0.10μS/cm，同时在汽轮机组运行中也没有及时进行过滤器正式滤元的更换，影响除铁效果[1]。

2)停炉保护方案问题。

“氨、联氨钝化烘干法”作为常用的停炉保护方法，在具体应用中，如果锅炉的容量较大，在放水过程中，可能因为压力较低，冷却过快等原因，致使炉内湿蒸气无法排净，当金属壁温降低时，就会在系统内壁凝结，进而腐蚀锅炉设备。

再或者机测设备在停机后没有及时进行有效保护，除氧器水箱、热井等都可能被腐蚀，因为腐蚀所产生的锈蚀物就可能在机组启动后，水蒸气带入汽轮机系统中。

3）过热蒸汽品质较低。

过热蒸汽的品质直接影响汽轮机的运行效率和安全，如果蒸汽中的含钠物质或者其他化合物含量较高，这些物质在汽轮机增压减压等运行中就会沉积在汽轮机叶片等位置，造成结垢问题。

同时锅炉在长期运行过程中，可能会因为磨损或者零部件损坏导致蒸汽品质下降，所产生的蒸汽中钠、硅等离子含量超标，随着蒸汽在汽轮机中做功和流通，蒸汽中所含带的盐分就会沉积在叶片、阀门等通流部件上，影响汽轮机的运行。

超临界350MW机组汽轮机技术特点和试运行主要问题及其处理措施

一一一
ｔｒｓｈｅｏｈｕｂｎｈｕｔｓｏｆｔｅｔｒｉｅ—ｄｉｅｅｄ —ｗａｅｕｒｖｎｆｅｔｒｐｍｐ，ｎａｌｓｉｔａｓａｙｔｍｔ．，ｅｎｘａｄｆｕｔｎｓｅｍｅｌｓｓｅｅｃｂｉｇｅ —
超临界３０ＭＷ机组汽轮机 பைடு நூலகம் 术特点５
和试运行主要问题及其处理措施
罗全生
西安热工研究院有限公司，西西安陕７０３１０２
［摘
要］介绍了华能瑞金电厂超临界２５ ×３０Ｍｗ机组热力系统的特点，述了机组整套起动调论
ｐｉｅｆｒｂａｉｇｎｏｐｏｅｒｎ．５，ｒｎｔｂｅｒｎｇｖｂｒｔｏｎｏｆｔｕｂｉｅ—ｄｒｖｎｅｄ—ｗａｅｍｐｄｉｇｒａｉｎｆｏａｉｉａｉｈｅｔｒｎｉｅｆｅｔｒｐｕｕｒｎｏｔｔｏ
ａｅｆｏｔｅｓｅｏｅｅｔｄｓｅｍｏｔｏａｖｔｔｅｒｇｔｓｄ，ｅｋｇｆｔｅｓａｔｃｉｇｏｌｇｒｍｈｔｍｆｒｈａｅｔａｃｎｒｌｖｌｅａｈｉｈｉｅｌａａｅｏｈｈｆ —ｊｋｎｉａ
ＡｂｔａｔＴｈｅｔｒｓｏｈｒｄｎｍｉｓｓｅｆｒｓｐｒｒｔｃｌ２ｓｒｃ：ｅｆａｕｅｆｔｅｍｏｙａｃｙｔｍｏｕｅｃｉｉａ ×３０ＭＷｎｔｎＨｕｎｎｉｎ５ｕｉｓｉａｅｇＲｕｊｉ

(武大)第三章但超临界机组热力设备腐蚀概述-

二、超临界机组水汽系统热力设备接触介质的特点
与超临界机组水汽系统的热力设备接触的介质有水、汽和烟气，其中水、汽包括：未经处理的水（生水））、补给水（除盐水）、给水、汽轮机凝结水、疏水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽。这些水和汽的腐蚀性与其pH值、所含离子种类和数量、溶氧量、温度和压力等因素有关。
加热器和凝汽器所用的管材，要求传热性能好，有一定的强度，有良好的耐腐蚀性能。常用的黄铜管有：H68、HSn70-1、HAl77-2等。为了提高凝汽管的耐蚀性能，现采用加砷管，如H68A、 HSn70-1A、HAl77-2A等，还可采用B10和B30等铜镍合金管、不锈钢管和钛管。高压加热器多用钢管
lCr13钢主要用于温度 450℃的高压级叶片，如200MW汽轮机6 12级高压叶片。2Cr13主要用于温度<450℃的后几级叶片。
lCr11MoV钢用于温度<540℃的高压级叶片，如国产125MW机组、300MW机组的前几级叶片。
1Cr12MoV钢用于制造温度580℃以下的大功率汽轮机前级叶片。
（4）过热器和再热器在正常情况下，超临界直流锅炉过热器和再热
器出口的蒸汽温度高达570℃左右，过热蒸汽压力最高可达25MPa左右，再热蒸汽压力为4MPa左右，因此过热蒸汽和再热蒸汽的含盐量都很低，不会引起过热器和再热器的积盐。
但温度很高，高温段过热器和再热器管内壁有发生汽水腐蚀的可能性，所以必须采用耐高温汽水腐蚀性能较好的低合金耐热钢，甚至不锈钢；过热器和再热器的外壁与高温烟气接触，可能发生高温腐蚀。
在国外，过热器壁温超过600℃的过热器管，采用Cr12%的马氏体耐热钢和lCr18Ni9Ti等Cr-Ni奥氏体不锈钢。但由于奥氏体钢价格昂贵，工艺性比珠光体耐热钢差，Cr12%马氏体耐热钢比珠光体耐热钢焊接困难。

某电厂1000MW超超临界汽轮机轴封系统故障分析与改进

某电厂1000MW超超临界汽轮机轴封系统故障分析与改进本文主要以1000MW超超临界汽轮机轴封系统为例，对汽轮机轴封系统运行中存在的问题进行自身分析，并且对出现问题进行及时合理的处理，针对轴封系统存在的故障进行分析总结，并提出了合理的改进方式来保障汽轮机轴封系统能够更安全地运行。

标签：1000MW汽轮机;轴封故障;自密封;真空下降汽轮机的轴封作用主要体现在以下方面：1. 汽轮机轴封主要是为了对大气中的空气进行预防，防止空气进入汽轮机的低压缸当中，主要是将轴封端到达轴端，最后，深入到了低压排汽缸里面，但是这样的方式也会使得轴封端的真空效应变得越来越低，使得凝气器中的真空变得下降，导致汽轮机的情况热效应下降，使得真空泵的功效变得上升。

同时也会使得低压排汽缸的压力迅速上升，导致积压排气缸内的叶片负荷加重，这样会导致低压缸出现震动，这种不良好的情况，使得整个机组的安全性能遭受到严重的威胁。

2. 汽轮机的轴封作用还可以避免高压汽缸中蒸汽经自由端迅速释放到大气当中去，这样可以大大的减少对机组周围环境的污染。

汽轮机的轴封系统主要分为两个部分，分别是汽轮机轴封供汽密封段及溢流回收和轴封回汽系统。

1000MW的超超临界系统，在进行轴封系统设计的时候，通常设计为正常运行的汽轮机轴封系统，其主要的方式是通过自密封方式来实现供汽。

简单的来说是使高压汽缸的轴封水蒸汽迅速释放，通过这样的方式来实现快速降温处理，同时为低压缸的轴封密封段提供密封蒸汽的作用。

汽轮机的轴封回汽系统主要将高压缸，中压缸以及低压缸轴末端的气油化合物进行快速回收。

并且在经过轴封加热器处理之后，然后使得其凝结成水，并且将其回收到排汽装置中，而不凝结的气体经过轴加风机排放到空气当中去，这样可以保证整个轴封系统的负压良好，也可以保证汽轮机的润滑油不受污染，也不会出现蒸汽泄漏。

自密封系统具有简单、安全、可靠、工况适应好等特点。

在机组启动、停机或低负荷运行阶段，汽封供汽由辅助汽源蒸汽（邻机供汽或启动锅炉）提供。

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

ｏｃ－ｒｕｈｂｉｒ６０ＷｉｎｎＩｉｓｏｄｔａｅｒｔｓｏａｉｇｏｈｔｒｃｏｅｎｅｔｏｇｏｌ０ＭｈｅＵｎｔｉＨｅａ．ｓｈｗｅｈｔｈａｅｆｓｌｎｔｅｗａｅ－ｏｌｄｓｎｔｔｃｎｗａｌｎａｔｅｏｉｏｎｔｅｃａｃｎｍｉｅｒｉｈＴｈｏｍａｉｎｏｌｄｐｓｉｎｉｏｌａｅ．ｌａｄｓｌｄｐｓｔｎｏｏｌｏｏｚｒａｅｈｇ．ｅｆｒｔｆｓｔｅｏｉｏｃｍｐｉｔｄｉｈｅｏａｔｓｃ
ｃｒｏｓｏｏｒｉｎ
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５２０《ｗｒ１１— ０９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 — ０１火力发电厂５Ｌｒ４２０《７锅炉化学清洗导则》中规定：流炉水冷壁垢量达直到２０３０／应进行化学清洗［０～０ｇ，ｍ２］据水冷壁结。根

1000MW超超临界机组汽轮机振动原因分析及解决对策

1000MW超超临界机组汽轮机振动原因分析及解决对策发布时间：2022-07-13T05:48:03.812Z 来源：《福光技术》2022年15期作者：李宁[导读] 在本文的分析中，基于某1000MW超超临界机组为例，该机组采用的是纯凝汽式的汽轮机发电机组，并在后续进行投入使用之后，使得该机组经常出现振动问题，对于系统的运行稳定性带来影响。

为了能够很好的提升系统运行效率，就需要针对振动问题进行详细分析，同时进行全面的系统解决处理。

国能浙能宁东发电有限公司宁夏银川市 751400摘要：在1000MW超超临界机组的汽轮机运行中，一旦出现了不正常的振动问题，基本上是会对整个系统带来较为明显的质量问题。

因此，就需要在当下进行设计的过程中，工作人员从高压调节汽门、高导管晃动等环节进行合理化的设计与分析。

本文的分析中，就主要针对1000MW超超临界机组汽轮机振动问题进行详细的分析，并相应地提出系统解决意见，以此全面满足系统的振动解决问题。

关键词：1000MW超超临界机组；汽轮机振动；轴系振动引言：在本文的分析中，基于某1000MW超超临界机组为例，该机组采用的是纯凝汽式的汽轮机发电机组，并在后续进行投入使用之后，使得该机组经常出现振动问题，对于系统的运行稳定性带来影响。

为了能够很好的提升系统运行效率，就需要针对振动问题进行详细分析，同时进行全面的系统解决处理。

1 汽轮机异常振动在该汽轮机出现了振动以及异常问题之后，为了能够很好的了解到系统的异常振动，就需要从振动的机理以及现场机组的实际运行情况进行分析，这样通过详细的分析、试验，就可以充分的保障将系统的振动控制在一个合理的范围当中。

1.1 汽轮机轴振在对系统的观察中，发现在运行当中系统出现了明显的振动问题。

特别是在高调门的振动问题出现之后，在开度低于常规值，就会让其振动问题恢复到20的系数。

同时对于系统当中的振动频谱进行分析中，发现振动问题的低频成分比较多，因此基本上可以判定是在系统当中的轴瓦失效，进而导致主机当中的振动异常情况。

超临界机组首次A级检修化学检查情况及分析

盐，但高压缸前９级叶片背面有积盐，其表层积盐
疏松，层呈红褐色，硬不易刮取，３至第６下坚第
级有少量铜沉积，高压缸最大积盐量２ｍ／．ｇｍ。７１ｃ
患是保证机组安全稳定运行的重要环节。为保证所取管样的代表性，水冷壁管在热负荷最高处割
ｔｅＦｒｔＭａｏｅｈｕｈｉｓｊｒＯｖｒａｌ
王义好吉殿平王华
刘晓然
（国电铜陵发电有限公司，安徽铜２４５）４１３
摘要：绍某电厂１介号机组首次Ａ级检查性检修期间化学监督检查的情况，对受热面结垢、盐及氧化皮脱落等状况进积行了分析和评价，对垢样分析方法进行了探讨。
．２１机组首次Ａ级检修热力设备化学检１汽轮机检查１．．１高、、２中低压缸查情况
（）汽轮机高、１中压缸叶片迎汽面均干净无积
１１锅炉 “ ．四管” 查检锅炉“ 四管 ” 的安全运行直接关系到机组的稳定运行，因此及早发现和处理 “ 四管 ” 中潜伏性隐
（）２汽轮机两个低压缸第１至第３叶片无级
积盐，４至第６第级叶片表面有疏松的附着物，末
关键词：临界机组；超检修；盐类沉积；流动加速腐蚀；垢样分析
Ａｂｓｒｃ：Ｔｉａｅｎｒｄｃｓｔｅｆｓｔａｔｈｓｐｐｒｉｔｏｕｅｈｉｔ — ｅｅｘｍｉａｉｎｏｈｉｔｎｎｅｐｒｏｆｓｐｒｉｏｎｎｐｃｉｎｏｒＡｌｖｌｅａｎｔｆｔｅｍａｎｅａｃｅｄｏｕｅｖｓｎａｄｉｓｅｔｏｆｏｉｉｃｅｃｌｃｎｉｏｓｈｎｏｅｐｗｅｌｎｎｔｎｌｓｓａｄｅａｕｔｓｏｈｅｔｇｓｒａｅｄｐｓｔｎａｔａｃｍｕａｉｎａｄｈｍｉａｏｄｔｎｔｅｉｎｏｒｐａｔｕｉｉ，ａａｙｅｎｖａｅｎｔｅｈａｉｕｆｃｅｏｉｏ，ｓｃｕｌｔｎｌｎｉｌｏｏｉａｉｎｖｌｍｅｅｑａａｉｇａｄｄｓｕｓｓｔｅｍｅｈｄｏｃｌａｌ．ｘｄｔｅａｎｄｓｕｍｔｎ，ｎｉｃｓｅｔｏｆｓａｅｓｍｐｅｏｈＫｅｗｏｄ：ｕｅｃｉｃｌｕｉｍａｎｅａｃ；ａｔｅｏｉｏ；ｏａｃｌｒｔｄｃｒｏｉｎｓａｅｓｍｐｅａａｙｉｙｒｓｓｐｒｒｉａｎｔｔ；ｉｔｎｎｅｓｌｄｐｓｔｎｆｗｃｅｅａｅｏｒｓｏ；ｃａｌｎｌｓｓｉｌｌｓ

浅谈超超临界汽轮机通流部分结垢防腐与防治对策

浅谈超超临界汽轮机通流部分结垢防腐与防治对策徐州华润电力有限公司李后森江苏阚山发电有限公司王金宝摘要：总结出汽轮机通流部分失效的原因及机理，针对性地采取优化机组运行方式、停机保养、水处理监控、选材改造等有效策略，最大限度地防止汽轮机流通部分的失效发生，降低机组的运行风险。

关键词：通流；结垢；腐蚀；SPE；预防0 概述超超临界汽轮机的通流部分担负着十分巨大蒸汽热能的转换工作，如果蒸汽介质控制不当，汽轮机通流部分就会发生积盐、结垢、腐蚀、损伤等不安全因子，严重影响汽轮机的级效及可靠性系数。

因此，很有必要认真研究分析汽轮机常见失效问题，吸收国内外在解决汽轮机通流部分过程中积累的成功经验和教训，这对我国顺利发展超超临界机组有着重要的意义。

本文通过失效不同类别来论证超超临界汽轮机通流部分失效机理，从中找出解决的最佳方式监控方式，最大限度地降低安全事故的发生。

1 汽轮机通流部分积盐、结垢1.1汽轮机通流部分积盐、结垢的危害使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，从而降低汽轮机的效率。

汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，降低汽轮机的输出功率。

盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从而增大隔板的弯曲应力。

盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增大汽轮机转子的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞。

盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封部分损坏。

当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至造成严重事故。

1.2结垢分析与预防1.2.1汽轮机通流部分结垢的机理及化学成分由于锅炉产出的蒸汽并不是绝对的清洁(其中含有各种盐分和杂质)，蒸汽在进入汽轮机内膨胀做功时，参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，盐分即被分离出来，紧紧地黏附在喷嘴、动叶和汽阀等通流部分的表面上，形成一层坚硬的盐垢。

汽轮机内沉积的物质可分为易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。

660MW超超临界汽轮机#1瓦电腐蚀的分析及防范

660MW超超临界汽轮机#1瓦电腐蚀的分析及防范发表时间：2018-06-04T10:56:49.650Z 来源：《电力设备》2018年第1期作者：袁彬岚[导读] 摘要：公司两台660MW上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式机组，投产半年中#1机组#1瓦轴振在330MW~380MW负荷区域内，逐步升高达到150um以上并最终出现跳变202um的情况，经过阶梯检查发现#1瓦下瓦球面和配合的瓦座有严重的电腐蚀现象，经过分析判断了电腐蚀的出现原因，并进行相应防范措施。

（湖南华电常德发电有限公司湖南常德 415000）摘要：公司两台660MW上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式机组，投产半年中#1机组#1瓦轴振在330MW~380MW负荷区域内，逐步升高达到150um以上并最终出现跳变202um的情况，经过阶梯检查发现#1瓦下瓦球面和配合的瓦座有严重的电腐蚀现象，经过分析判断了电腐蚀的出现原因，并进行相应防范措施。

关键词：超超临界机组；#1瓦；振动；电腐蚀我公司一期采用两台上海汽轮机厂制造的N660-25/600/600型汽轮机组，机型为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式。

一号机组于2015年底投运，初期#1轴振（合成值）在高负荷和低负荷时振动较小，中间负荷时振动略有增大。

2016年7月份开机后发现机组在高负荷或低负荷时，高压转子#1轴振振动相对较小且十分稳定，但负荷在330MW-400MW之间时，高压转子#1轴振就会波动和超标。

1现状分析#1机组投运之初振动情况良好，但是经过近3个月运行随后停备3个月，在2016年7月份开机后#1瓦的合成轴振出现了异常，具体表现是：在负荷在330MW-400MW之间时，高压转子#1轴振就会出现较大波动，在70um-140um（合成值）之间波动，并且随着运行时间的累计增加，振动的波动峰值越来越大，最大出现了瞬时202um的极高值。

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
帅奔
【期刊名称】《科技创新与应用》
【年(卷),期】2014(0)24
【摘要】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。

【总页数】1页(P110-110)
【作者】帅奔
【作者单位】中电投江西电力有限公司景德镇发电厂，江西景德镇 333000
【正文语种】中文
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