汽轮机积盐的处理 涂潜波
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。
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。
浅谈高坑发电厂汽轮机积盐严重的原因及处理办法
械 过滤器 —二级钠离子交换器 （ 逆流 ） 一软水 箱一软 水泵一除 ２ 处理 方法
氧器 一给水泵一汽包 化验室制 软水的水源由下面二路水供应 ：
Ｐ Ｈ 浊 度 总碱 度 总硬 度 ｃ １ ． 电导率 溶 解 固形 物
・
市场 纵横
杜 勤 （ 萍 乡 矿业集团高 坑电 江西 萍 乡 ３ ３ ７ ０ ４ ２ ）
摘 要： 对高坑 电厂汽轮机 积盐严重及 热力系统 腐蚀的原 因进行 了 分析 ， 并提 出了 解 决的办法。
关键 词： 锅 炉； 硬度； 碱度； 结垢 ； 积盐 ； 腐蚀 ； 水 处理的 目 的
使锅 炉的给水 、 锅水 和蒸汽 品质都达到新 修订 的Ｇ Ｂ ／ Ｔ １ ５ ７ ６ —
准。
【 ７ ） 由于软水 的硬 度超标 ， 使炉水校 正处理时， 所加的药量 高， 经常碱度达 ￣ Ｊ ｌ ７ －１ ８ ｍ ｍ ｏ ｌ ／ Ｌ ， Ｐ Ｈ 也不在标准范 围， 偏高很多
（ ＞ ｌ ２ ）， 且锅炉的排污率 已经达到 １ ５ ％ 以上 ， 所 以， 单靠排 污 已
５ ０ ０
１ ０ ２ ０
由以上对二路水质化验结果可知 ， 对于①路原水 的硬度 碱 软水的补充水， 它属于极高硬度和高碱度， 并且浊度也特别 高， ８ ０ ０ Ｔ 水池的水作为化验室制取软水的原水。
（ ２ ） 原水需经 过沉 淀软化处 理。 水 的沉淀 软化处 理就 是通
度就 已经属于偏高 了 ， 而第②路原水根本 不能做 为化验 室制取 过在 水中加入化 学药 剂， 使水中的钙、 镁离子转变 成难溶 于水
的出水质量 ， 使软水硬度超标。 Ｃ Ｏ ２ ＋ Ｃ ａ （ Ｏ Ｈ ） ２ － ￣ Ｃ ａ Ｃ Ｏ ３ ＋ Ｈ ２ ０ Ｃ ａ （ Ｈ Ｃ Ｏ ￣ ） ， ＋ Ｃ ａ （ Ｏ Ｈ ） ， ￣２ Ｃ ａ Ｃ Ｏ 々 ＋ ２ Ｈ ２ ｎ
汽轮机叶片盐垢形成原因与处理办法
汽轮机叶片盐垢形成原因与处理办法
周立国;解交平;李楷
【期刊名称】《中氮肥》
【年(卷),期】2011(000)003
【摘要】@@ 1问题简介rn我公司100 kt/a甲醇项目配套的空气分离设备选用的是KDON-14000/ 1500型空分装置.与该空分装置配套的压缩机组由2部分组成,分别安装在汽轮机的两侧,汽轮机的一端出轴通过膜片联轴器与变速机和增压机联接,另一端出轴通过膜片联轴器与离心压缩机联接.汽轮机为抽凝式,共8级,从第3级后抽汽.其设计性能参数为:新蒸汽进汽压力5.0 MPa,温度470℃,流量101 t/h;抽汽压力1.37 MPa,温度324℃,流量80 t/h;调节级后蒸汽压力≤3.4 MPa;额定转速7 696 r/min,额定功率10 442 kW.
【总页数】2页(P46-47)
【作者】周立国;解交平;李楷
【作者单位】山西阳煤丰喜肥业(集团)有限责任公司临猗分公司,山西,临猗,044100;山西阳煤丰喜肥业(集团)有限责任公司临猗分公司,山西,临猗,044100;山西阳煤丰喜肥业(集团)有限责任公司临猗分公司,山西,临猗,044100
【正文语种】中文
【中图分类】TK263.3
【相关文献】
1.背压汽轮发电机组盐垢处理及管理措施 [J], 徐国荣
2.汽轮机叶片的盐垢处理及预防 [J], 周立国
3.汽轮机叶片积盐的防治及处理 [J], 崔海波;许榆
4.汽轮机叶片积盐的原因及处理 [J], 辛志梅
5.汽轮机叶片积盐的原因及处理 [J], 辛志梅
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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。
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。
背压汽轮发电机组盐垢处理及管理措施
采用传统物理手段 清洗汽轮机通流部分结垢物 ，即用 高压
水枪对各部件 进行 吹扫 、 清除结垢物 。
１ ． 汽轮机通流部分结垢 的现状
汽轮机通 流部分清洗之后 ， 运行平稳 ， 在锅炉同等蒸汽产量 的工况下 ， 机组平均负荷 由 １ ２ ０ ０ ｋ Ｗ 提高 ２ １ ２ ７ ｋ Ｗ 以上 ， 汽轮
汽轮发 电机组汽轮机叶片结垢 的特点 、 原因进 行论证和分析 ， 认
进行判断汽轮机 内部 的清洁状况 。通常把汽轮机调节 级后压力
作为监视段压力 ， 汽轮机 的监视段压力与流量成正 比， 同一 流量 下， 若监视段压力较初投产 时的数值高 ， 表明监视 点后 面多级结 垢， 当监视段压力增大 ５ ％～ １ ５ ％以上时 ， 轴 向推将增大到威胁机 组安全的程度。因此 ， 在运行 中， 当监视段压力超 过 ５ ％～ １ ５ ％规
２ ． 如何判断汽轮机内部结垢状况 目前 背压汽轮发 电机组 主要通过 汽轮机运行 的蒸 汽流量 、 蒸汽压力 、 发电负荷 、 油动机行程 、 调节级后压力等参数 的变化 ，
０ ． ０ ６ ％、 Ｆ ｅ ２ ０ １ ． ３ ３ ％、 Ａ １ Ｏ ０ ． １ ９ ％。经公司各方专业技术人员对
（ ６ ） 当沿 汽轮机 圆周结垢 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。
（ ７ ） 氧化皮达到一定厚度 ， 在启停机 、 负荷有较大变化时 ， 叶
片金属 温度也会发生 幅度较大 的变化 ，会使氧化皮产生部分脱
落， 脱落的氧化皮会随着气 流冲撞后级 叶片 ， 使后级叶片损 伤。
２ ０ １ ２年底发 现汽机平均负荷 由原 ２ ２ ０ ０ ｋ Ｗ 下降至 １ ２ ０ ０ ｋ Ｗ。 且
600MW及以上机组汽轮机积盐腐蚀问题分析20130405
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
汽轮机叶片的盐垢处理及预防
度 ３ ４ ，抽 汽 流 量 为 ８ ｔｈ ２℃ ０／ ，调 节 级 后 压 力 ≤ ３４Ｐ ， ． Ｍ ａ 额定转速 ７６ ６／ ｉ ， ９ ｒ ｍｎ 额定 功率为 １ ４ｋ 。 ０４２Ｗ
摘 要 针 对丰喜肥 业 （ 团 ） 集 有限公 司 １ Ｏ万 ｔａ甲醇项 目空分装 置 中汽轮机 叶片结 垢现象 ， 析 了原 ／ 分
因 ， 过采取降低汽轮 机负荷等方 法 ， 通 并进行清 洗 ， 使汽轮 机工 况恢 复正常 。同时 ， 制定 出相关 的预防措施 ， 以
维 护 汽 轮 机 的 正 常运 行 。 关键词 汽轮机 叶片 盐垢 清洗
第 ６期 （ 第 １ １ ） 总 ５期 ２１ ０ ０年 １ ２月
煤 化 工
Ｃ ａ ｈ ｍｉａ ｎ ｕ ｔｙ ｏ ｌＣ ｅ ｃ ｌＩ ｄ ｓｒ
Ｎ ．（ｏａ ｏ１ １ ｏ６ Ｔ ｔｌ Ｎ ．５ ）
ＤｅＣ．２ ０ ０１
汽轮 机 叶片 的盐 垢 处 理 及 预 防
周立 国 （ 山西 阳煤丰 喜 肥业 （ 团 ） 限 责任 公 司 临猗 分公 司 ， 集 有 临猗 ０４ ０ ） ４ １０
主蒸 汽 进 汽 流 量 有 所 增 加 ， 调 节 级 后 压 力 也 有 所 上 且 升 ，进 汽 调 节 阀 开 度 不 断 增 大 ，特 别 明 显 的是 ： 近 在 １ 月 以 来 ， 蒸 汽 进 汽 流 量 已 由 原 来 的 ９ ｔｈ增 大 个 新 ８／
图 １ 空 分 气 体 流 程 示 意 图
的蒸 汽 有 ２ 的 湿 度 ， 用 湿 蒸 汽 作 功 的 同时 ， 冲刷 ％ 利 也 结 垢 的 喷 嘴 和 动 叶 片 ， 盐 垢 溶 解 ， 随凝 结 水 带 出 。 将 并
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。
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449%,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30-50 g/L之间（国家规定600MW机组的炉水磷酸盐含量是0.3 - 2 a g/L,二氧化硅含量小于200卩g/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17.64M Pa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18.26 MPa低于19.6M Pa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310 a g/L,硅29.7 a g/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。
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 ）
#2机组汽轮机叶片盐垢的分析及防治
#2机组汽轮机叶片盐垢的分析及防治发表时间：2017-03-09T15:03:40.193Z 来源：《电力设备》2017年第1期作者：沈秋英[导读] 同时根据#2机组的实际情况提出以后运行时的注意事项，防止积盐继续加厚而引发事故。
（东糖集团三联热电厂广东东莞 523243）摘要：通过对汽轮机叶片盐垢的定量分析，及查看大量的机组运行的异常数据，查明汽轮机积盐的主要原因，并对积盐的原因进行了讨论；同时根据#2机组的实际情况提出以后运行时的注意事项，防止积盐继续加厚而引发事故。
关键词：汽轮机；积盐；硬度；二氧化硅Analyse and Prevention for Salinity Accumulating on the Laminaes of #2 Unit Steam Turbine SHEN Qiu-ying WANG fu-cai(Donta sanlian power plant, Dongguan, Guangdong 523243, China) Abstract: found out the primary reasons caused salinity accumulating on the laminaes by quantitative analysis and checking huge of deviant data, discussed for the reason of salinity accumulating; and advised some points for attention base on the actual situation of #2 unit in the future, what can prevent leading to accident by the increase of salinity accumulating. Keywords: Steam turbine; Salinity accumulating; Hardness; Silicon dioxide 1、积盐分析试验2012年3月12日，检查#2机汽机叶片有明显盐垢，因样品数量少，试验器材有限，取样定量分析其部分盐分组成，测得铁离子含量占0.74%钠离子含量占44.87%二氧化硅含量占6.72%如图1 所示2、查看2009年至2011年3年期间#1、#2机组水质异常数据 2.1 2009年1月4日16时，#2机凝结水有硬度，凝汽器泄漏至1月5日14时，凝结水硬度降至0，历时1天至1月7日22时，炉水硅降至合格，历时3天2.2 2009年3月2日4时，#2机开机后凝结水有硬度，凝汽器泄漏至3月7日18时，凝结水硬度降至0，历时5天至3月15日，炉水硅降至合格，历时14天2009年4月18日16时，#2机凝结水有硬度，凝汽器泄漏至4月21日1时，凝结水硬度降至0，历时3天至4月23日14时，炉水硅降至合格，历时5天2.4 2009年8月31日#2机开机，9月2日14点，凝结水出现硬度，凝汽器泄漏2.6 2010年3月8日0时，#2机开机后，凝结水有硬度，凝汽器泄漏至3月12日4时，凝结水硬度降至0，历时5天至3月18日12时，炉水硅降至合格，历时11天2.7 2010年8月18日，#2机开机后，凝结水有硬度，凝汽器泄漏至8月25日停炉，因凝汽器泄漏导致水质不合格历时7天2.8 2010年8月31日，#2机开机后，凝结水有硬度，凝汽器泄漏至9月20日8时，凝结水硬度降至0，历时21天至10月1日8时，炉水硅降至合格，历时32天2010年12月2日，#2机凝结水出现硬度至12月3日12时，凝结水硬度降至0，历时2天至12月9日8时，炉水硅降至合格，历时8天2.10 2011年8月26日16时，#2机凝结水出现硬度，凝汽器泄漏至9月6日16时，凝结水硬度降至0，历时12天至9月15日0时，炉水硅降至合格，历时20天2.11 2011年9月28日，#2机开机后凝结水出现硬度，凝汽器泄漏至10月12日0时，凝结水硬度降至0，历时14天至10月29日0时，炉水硅降至合格，历时31天2.12 2010年1月25日，#1机开机后，凝结水有硬度3、#2机组汽轮机叶片积盐原因分析3.1 首先排除化学除盐水水质不合格因素，因为从机组投入商业运行至今，化学专业有先进的反渗透设备帮助除盐，且每一制水环节均有多处在线仪器检测除盐水水质，加上2小时一次的人工辅助监测，至今从未发生过锅炉补给水水质不合格事件。
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作者：杜军贤张爱玲李继东来源：《科技传播》2013年第10期摘要某发电有限责任公司给水采用AVT（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；全挥发处理中图分类号TM621 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）91-0020-020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。
汽轮机叶片积盐评价结果应用
汽轮机叶片积盐评价结果应用1. 引言在汽轮机中，叶片是承担着转化热能为机械能的重要部件。
然而，长期运行后，叶片表面往往会积聚一层盐类物质，称为积盐。
这层盐的存在会降低汽轮机的效率，甚至引发严重的故障。
因此，评价汽轮机叶片积盐情况的分析结果对于维护汽轮机的正常运行具有重要的意义。
本文将深入探讨汽轮机叶片积盐评价结果的应用，通过分析和总结已有研究成果，提出一种综合评价方法，帮助工程师们更好地评估汽轮机叶片积盐情况，并根据评价结果采取相应的措施。
2. 叶片积盐的形成原因叶片积盐是由于汽轮机运行过程中的水蒸气中所含有的杂质，如盐类、微粉尘等，随着水蒸气的凝结而沉积在叶片表面所形成。
主要的形成原因包括以下几个方面：1.水质问题：汽轮机供给的水质不纯，含有较多的溶解性盐类物质，如氯离子、硫酸盐、碳酸盐等。
这些溶解盐在汽轮机运行过程中会被水蒸气携带并附着在叶片表面。
2.燃料问题：燃料中的杂质，尤其是硫含量较高的燃料，在燃烧过程中会生成硫酸盐等硫化物物质。
这些硫化物物质随着烟气进入汽轮机中，与水蒸气结合生成盐类物质并附着在叶片表面。
3.环境因素：环境中存在的尘埃、颗粒物等微小杂质，会随风进入汽轮机中。
当这些微小杂质与水蒸气结合后，也会沉积在叶片表面。
3. 叶片积盐评价方法为了评价汽轮机叶片积盐情况，研究人员提出了多种评价方法。
下面将介绍几种常用的方法，并从定量和定性两个方面进行分析。
3.1 定量评价方法定量评价方法通过对叶片表面积盐含量的测量分析，得出具体的数值结果，用于衡量积盐情况的严重程度。
常用的定量评价方法包括：1.化学分析法：使用特定的化学试剂对叶片进行处理，将积盐溶解，并通过浓缩、萃取等步骤，最终得到溶液中的盐类物质含量。
这种方法需要精确的实验操作，但结果较为准确。
2.物理测量方法：利用一些物理性质的变化来间接测量积盐情况。
例如，可以使用电阻率仪器测量叶片表面的电阻率，从而推断积盐的程度。
这种方法比较简单，但准确度相对较低。
抽凝与背压式双功能汽轮机在热电厂的应用 涂潜波
抽凝与背压式双功能汽轮机在热电厂的应用涂潜波发表时间：2018-06-12T10:11:51.560Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：涂潜波[导读] 摘要：通过改造将原抽凝式汽轮机改为抽凝与背压式双功能汽轮机，从而实现节能降耗减排。
（江苏森达建湖热电有限公司）摘要：通过改造将原抽凝式汽轮机改为抽凝与背压式双功能汽轮机，从而实现节能降耗减排。
近年来，随着国际能源形势的日趋严峻，以及国家对环保方面要求的提高，节能降耗减排已成为抽凝式热电厂能否生存和发展下去的突出问题。
为此，部分热电厂将抽凝机改为背压机，但由于地方热电厂的特殊性，改造带来两方面问题。
第一，改造需要时间比较长，投资比较大；第二，改造后由于热负荷的影响，在当地的电力需求发生变化时，不能很好起到调峰作用。
为了能够很好的解决以上问题，我们经过调研，利用青岛某公司的技术，将现有的抽凝式汽轮机通过一系列的改造，改为抽凝与背压式能够自由切换的“双功能”汽轮机。
一、机组改造前的情况（#2机C15-4.9/0.981-1为例）该汽轮机为次高温次高压、单缸、单抽汽、冲动式汽轮机，额定进汽量102t/h，最大进汽量132t/h，额定抽汽量50t/h，最大抽汽量80t/h，抽汽压力0.98MPa。
二、机组改造过程和改造后调试运行情况机组整个改造过程共历时7天，其主要改造情况：（1）去掉原有的凝汽器喉部喷淋装置，利用原有的除盐水管道向后汽缸排汽口增加4只均匀布置的喷水减温装置，除盐水压力维持在0.3～0.5Mpa；（2）在低压油动机的进、回油管道上各增加一只隔离门，并在低压油动机上部加装一套手动操作装置，用来在切换到背压方式运行时控制旋转隔板的开度；（3）将接至均压箱的前汽封高压侧漏汽增加一路引到低压加热器，当前汽封漏汽量比较大时，一部分漏汽回收到低压加热器加热凝结水；（4）揭开汽缸复测旋转隔板各处实际间隙，符合要求，并确定旋转隔板的全关位置。
机组改造后切换运行可靠方便，基本可实现类背压机运行工况，且在最大运行工况时，进汽量130 t/h，高加投运情况下，抽汽量最高可达到110 t/h，此时发电负荷11MW，机组各参数正常。
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汽轮机积盐的处理涂潜波
发表时间：2018-06-12T10:03:25.297Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：涂潜波[导读] 摘要：汽轮机在长期运行中，由于蒸汽品质的不合格会造成汽轮机叶片和其他通流部分不同程度的积盐，导致汽轮机效率下降，经济性下降，轴向推力也增大，安全性也下降。
（江苏森达建湖热电有限公司）
摘要：汽轮机在长期运行中，由于蒸汽品质的不合格会造成汽轮机叶片和其他通流部分不同程度的积盐，导致汽轮机效率下降，经济性下降，轴向推力也增大，安全性也下降。
可以在不揭缸的情况通过低温清洗除去叶片以及其他通流部分上的积盐，提高汽轮机运行的安全经济性。
关键词：叶片；积盐；低温清洗
汽轮机在运行过程中，由于进入的过热蒸汽品质不合格含盐量超标，随着蒸汽在汽轮机级内的压力和温度不断的降低，盐类在蒸汽内的溶解度也不断下降，当压力和温度降低到一定程度后，这些盐类就会不断的析出，以固体形态沉积在通流部位，减少通流面积，改变通流部分的线型。
造成监视段压力升高、带负荷能力下降、汽轮机效率下降、轴向推力增大，影响机组的安全经济运行。
通常情况下，对汽轮机通流部分积盐的处理方法，一种是机组停运揭缸进行机械清理，该方法需要机组较长时间停运，费用也高，劳动强度也大；另外一种是采用低温蒸汽清洗，可以在并网前进行清洗，也可以在并网后低负荷时进行清洗，比较方便。
下面以某热电厂次高温次高压机组为例介绍低温蒸汽清洗积盐法。
一、机组的简单介绍
该热电厂#1汽轮机是南京汽轮机厂生产的型号为C15-4．9／0．98-1 次高压、单缸、单抽汽、冲动式汽轮机，该台机组在运行两年多后发现复速级压力明显升高，机组带负荷能力和机组效率明显下降，通过分析判断是汽轮机通流部分积盐所致，根据相关参数理论计算积盐厚度在2.0mm左右。
已经明显的影响到机组运行的安全经济性。
通常解决通流部分结垢需要揭缸、吊出转子和隔板等，因汽轮机通流部分结构比较复杂，有些死角的结垢更是无法清除，而且需要时间长，劳动强度也大。
由于汽轮机结垢大多为可溶性盐类，故决定采用机炉滑参数对汽轮机结垢进行清洗。
二、清洗采取的措施
（一）清洗原则及方案：
本次清洗由于是第一次进行此项工作，从安全考虑清洗以低参数低转速无负荷清洗。
由于#1炉正好进行中心筒更换工作，在#1炉检修工作结束后，先将#1机停机冷却至汽缸温度在220℃左右，（低于滑参数进汽温度）。
系统改为单元制，通过机炉配合调整燃烧，满足汽轮机滑参数清洗的条件对#1机进行清洗。
清洗过程中以凝结水电导率为判定标准。
当凝结水电导率稳定十分钟左右认为清洗结束。
按正常接带负荷后恢复母管制运行，记录复速级压力变化情况。
（二）组织措施
现场总指挥：生产副总或总工
参加人员：生产经理、各专业专工、安全专工、化验员和当值有关运行人员。
（三）注意事项
1、整个清洗过程当值运行人员，应听从现场总指挥命令，保持有序进行该工作。
当值值长退出清洗机炉调度权，负责调度并网机组的运行，当清洗工作对并网机有影响时应及时汇报现场总指挥。
清洗工作结束后恢复值长全权。
2、汽机运行人员在清洗过程中应严密监视#1机组状况，派专人对汽缸各级监听缸内有无异声并随时汇报。
加强汽缸疏水，并对清洗参数按曲线及时与锅炉运行人员联系，保证清洗机组的安全。
3、清洗过程保证除氧器水位高水位运行。
锅炉运行严格控制锅炉参数，严禁发生汽压空增现象。
保证燃烧稳定。
4、全清洗过程凝结水经启动放水门直放地沟，严禁回收。
水位用再循环维持，机组启动前可将热井水位调整至高水位，供启动后调节水位用，清洗过程中原则上不得补充化学除盐水。
5、当清洗工作结束后锅炉缓慢升温升压，直至额定参数，电气接带负荷后对系统进行全面检查后，恢复母管制运行。
三、清洗过程
清洗系统如示图：
1、检查系统：按锅炉点火，汽轮启机要求进行系统检查完毕，并确认系统正常。
2、重点检查图示所有阀门处于关闭状态。
汽轮机盘车正常，油温、油压、油流均处于正常状态。
3、锅炉点火升压至1.0Mpa、汽温控制在200℃时，自过热器出口门至汽机自动主汽门前进行暖管。
4、注意严禁开启母隔1、双减隔离门及所属旁路，并确认母隔1、双减隔离门及所属旁路无泄漏。
（严密监视#2进汽温度变化，当母隔无法隔绝时放弃对#1机的清洗,关闭过热器出口门，按正常点火升压疏水并恢复母管制运行）
5、当自动主汽门前压力在＞1.0Mpa汽温＞200℃逐步将#1机转速升至500rpm. 可开始进行清洗工作。
6、此时锅炉运行人员应设法将汽温控制在该冲洗压力下10-50℃过热度。
可根据现场情况在低转速下控制过热度下限进行。
7、清洗过程运行人员应严格按曲线进行。
并听从现场指挥命令进行调整。
8、化验人员按指挥要求对凝结水进行取样测定电导率。
并作好记录，将结果汇报现场指挥。
因本项工作是建厂投产以来第一次对汽机进行清洗，为使各有关人员在思想上予以重视，在开展此项工作之前，生产部组织相关生产人员及各专工召开了清洗工作动员会议，并要求各位员工各负其责、责任明确、必须严格执行命令、认真学习清洗方案及措施，并着重强调清洗过程中的注意事项及应急措施。
5月11日 00:10 按照计划停运#1汽机，使缸体进行冷却。
5月11日 20：30 #1汽机低温清洗工作开始（上缸温度230℃，下缸210℃）。
5月12日 00：10 #1汽机低温清洗工作结束，冲洗历时长：3小时40分。
四、在冲洗过程中，生产人员严格按照清洗曲线控制主汽压力、温度及汽机转速，化验人员每10分钟取样化验凝结水电导率一次.
五、清洗前后对比
通过本次空负荷低温清洗，#1汽轮机达到了比较理想的效果，现将#1汽机冲洗前、后有关运行参数作如下对比：
由以上数据可得：
#1汽轮机通过低温清洗达到了预期的效果，清洗后效率提高了约1.8%，汽耗降低了约0.322kg/kwh。
且在相同电负荷状态下，复速级压力及一抽压力均有所下降，机组的经济性得到了明显的提高，同时安全性也得到了提高。