汽轮机积盐
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。
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。
探析汽轮机盐垢分布及清洗
探析汽轮机盐垢分布及清洗在运行中发现汽轮机做功能力明显下降，在额定负荷下推力瓦温超90℃，机组各抽汽级压力相对升高，无其他可疑原因时，可推定为汽轮机通流部分结垢。
1.通流部分结垢的机理及分布1、汽轮机内盐类沉积成因实际运行中，锅炉的新蒸汽并不是绝对的清洁，当带有杂质的新蒸汽进入汽轮机后，在汽轮机内膨胀作功，蒸汽的压力和温度逐级降低，蒸汽中的钠盐和硅酸等杂质的溶解度随压力、温度降低而减小，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，该物质就会结晶析出，在汽轮机的蒸汽通流表面上沉积；同时，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杂质微粒一起粘附在蒸汽通流表面上。
因此在汽轮机的隔板和叶片上便产生了坚硬的混合附着物。
汽轮机内沉积的物质有易溶于水的钠盐，稍溶于水的或不溶于水的SiO2、Fe2O3等。
根据各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比的原理，在运行中通过监视抽汽压力可有效地监督通流部分结垢程度。
若在同负荷下各段抽汽压力明显升高则说明该抽汽级以后通流面积减少，汽轮机通流部分结垢严重，需要进行结垢清理。
2、汽轮机各段盐垢取样分析及数理统计检测项目样品质量百分比（%）高压缸隔板中压缸隔板低压缸隔板外观灰黑色灰色棕褐色Fe2O325.3541.4976.56 Na2CO3 1.46 2.470.02 NaHCO3 1.53 2.480.72 Na2SO4 2.280.060.02 NaCl0.240.470.19 Na2SiO30.030.060.02 Na3PO4 6.35 4.08 2.68 Na2O 3.45 4.900.01 MgO0.390.340.25 CuO9.87 4.510.96P2O543.5734.02 3.43 SO3 3.13 1.54 3.05 SiO20.210.38 4.54合计97.8696.8092.45盐类成分含量统计图表如下（除Fe2O3、P2O5外）：3、通流部分盐类沉积物的分布特点根据取样分析数据，分析汽轮机内盐垢分布呈现如下特点:(1)不同压力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，低压级的积盐量比高压级的多些，靠近中压级及中压级中的某几级所沉积的盐量相对较多。
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。
#8机组汽轮机积盐原因分析及技术措施
＃8机组汽轮机积盐原因分析及技术措施此次＃8机组大修揭缸后发现高、中、低压缸动静叶片上存在一定程度的积盐，化学相关技术人员对其进行了深入细致的检查，并进行了原因分析，提出相应的技术措施。
一、表面状态检查结果高压缸：调速级进汽侧为钢灰色且无沉积物，背汽侧有微量棕红色沉积物。
第2～10级叶片进汽侧为钢灰色、表面致密且无沉积物；背汽侧为棕红色、表面布满质地疏松的沉积物，且从第2级至第10级逐渐加厚，最厚处约为0.3mm。
对沉积物取样经定性分析主要成分为铁的氧化物。
铜含量定性检测为第5～10级有少量铜的氧化物，且呈逐渐增加趋势。
PH值定性检测为调速级至第5级PH值7～8，第6～10级PH值10-11。
中压缸：第1～6级叶片进汽侧为钢灰色、表面致密且无沉积物；背汽侧第1～3级有少量棕红色沉积物，第4级叶片表面1/2有棕红色沉积物，第5级叶片表面2/3有棕红色沉积物，第5级叶片表面布满棕红色沉积物，最厚处约为0.2mm。
对沉积物取样经定性分析主要成分为铁的氧化物及少量二氧化硅。
铜含量定性检测为各级叶片无铜的氧化物。
PH值定性检测为第1～6级PH值7～9，呈逐渐增加趋势。
低压缸A正向：进汽侧表面光洁有金属光泽；背汽侧第1～3级表面光洁无沉积物，第4级有少量灰色、质地疏松、粉末状沉积物，第5级表面2/3有灰色、质地疏松、粉末状沉积物，第6级表面2/3有灰色、质地疏松、颗粒状沉积物，第7级表面1/4有灰色、质地疏松、颗粒状沉积物，最厚处约为0.3mm。
对沉积物取样经定性分析主要成分为二氧化硅。
铜含量定性检测为各级叶片无铜的氧化物。
PH值定性检测为PH值7～8。
低压缸A反向：同上低压缸B正向、反向：同上结论：高压缸沉积物主要为铁的氧化物；中压缸沉积物主要为铁的氧化物和少量二氧化硅；低压缸沉积物主要为二氧化硅。
二、原因分析1、我厂＃7、8机组在整套启动试运过程中未按照《DL/T 889 电力基本建设热力设备化学监督导则》中第10.5条的要求进行锅炉洗硅运行。
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。
河曲电厂汽轮机积盐分析
河曲电厂汽轮机积盐分析摘要：对汽轮机叶片及本体的现场检查以及对其表面的沉积物进行垢样分析可以看出汽轮机严重积盐和腐蚀，根据运行期间的水汽监督数据发现饱和蒸汽的钠离子严重超标，对其汽包进行检查发现汽包内筒焊缝开裂共计43条，其中顶部25条，下部18条，最长裂纹1200mm，最短裂缝50mm。
裂缝部位全部是延原焊口开裂。
所以可以断定这次汽轮机的严重积盐是由于汽包内裂缝造成水汽品质差而导致的。
关键词：汽轮机盐类沉积物分析一、汽轮机内的盐类沉积物的形成过程带有各种杂质的过热蒸汽进入汽轮机后，由于压力和温度降低，钠化合物和硅酸在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小，当其中某种物质的溶解度下降到低于它在蒸汽中的含量时，该物质就会以固态析出，并沉积在蒸汽通流部分。
此外，蒸汽中那些微小的NaOH浓缩液滴以及一些固态微粒，也可能粘附在汽轮机的蒸汽通流部分，形成沉积物。
现将过热蒸汽中的各种杂质在汽轮机内的沉积特性分述如下：(1)钠化合物。
由过热蒸汽带入汽轮机的钠化合物，一般为Na 2S04、Na3PO4、Na2SiO3、NaCI和NaOH等。
由于这些杂质在过热蒸汽中的溶解度并不很大，而且随着蒸汽压力的下降，它们的溶解度也会很快下降，所以在汽轮机内，当蒸汽压力稍有降低时，它们在蒸汽巾的含量就已高于其溶解度，因此很容易从蒸汽个析出。
在这些杂质中，因Na2SO4 Na3P04、Na2SlO3在蒸汽中溶解度较小，最先析出，故主要沉积在汽轮机的高压级内；Nacl和NaOH的溶解度较大一些，主要沉积在汽轮机的中压级内。
在汽轮机内，蒸汽中的NaOH还能发生下述变化：1)与蒸汽中H2SIO3反应，生成Na2Si03，沉积在高、中压缸。
2)与汽轮机蒸汽通流部分金属表面上的氧化铁反应生成NaFe02。
(2)硅酸。
硅酸在蒸汽中的溶解度较大，因此当汽轮机中燕汽的压力降到较低时，它们才能从蒸汽巾析出。
在汽轮机内形成的SIO2沉积物，不镕于水、质地坚硬，常有不同的结晶形态，在低压级内沉积的先后次序是：结晶的。
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。
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。
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，造成蒸汽帶水；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%。
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
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原因分析本页仅作为文档页封面，使用时可以删除This document is for reference only-rar21year.March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/JL021－016No：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/JL021－016No：HS-S-02-002＃8机组大修受检部件：高压缸叶片检验名称：高压缸叶片沉积物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。
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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。
随着锅炉的蒸发这些可溶盐进入蒸汽中
其中磷酸盐是机械携带,其他组分以机械携带和溶解携带两种形式存在。
在过热器中，饱和蒸汽的温度从379C渐渐升到540C。
在此过
程中蒸汽中组分开始发生变化,共可分为三类。
第一类是磷酸钠、硫酸钠,它们在蒸汽中的溶解度随着温度的上
升而降低，在374C以上，它们在蒸汽中的溶解度几乎为零。
也是说在
饱和蒸汽变成过热蒸汽,饱和蒸汽中的水滴全部变成蒸汽后, 磷酸钠、硫酸钠便析出,以固体小颗粒的形式存在。
第二类铜离子、铁离子、钙离子,它们在蒸汽中的溶解度随着温
度的上升而上升。
但是它们在蒸汽中的溶解度非常小,饱和蒸汽中的小水滴蒸发的过程中,所溶解的这些物质一部分转入过热蒸汽,一部分以固体小颗粒形式析出。
第三部分是各种硅化合物、氯化钠, 这部分
溶解度随着温度的上升而升高，例如硅酸钠在540 C的过热蒸汽的溶
解度180g/L，氯化钠540C的过热蒸汽的溶解度10卩g/L以上。
饱和
蒸汽中的小水滴蒸发后,硅、氯化钠便溶解在蒸汽中。
另外,过热器本体的金属腐蚀产物,在温度发生急剧变化时,过热器管壁上的金属腐蚀产物因与管子金属本体的膨胀率不同,而从金属表面上剥落下来,以固体颗粒的形式存在蒸汽中。
综上所述,在饱和中的水滴蒸发后,蒸汽中有以下固体小颗粒:磷酸钠、硫酸钠、铜、钙、铁离子（有两部分来源:小水滴析出和过热器管壁上的金属腐蚀产物）。
其中,磷酸钠最多,因为炉水中磷酸钠含量最
多,并且在饱和蒸汽的水滴全部转化成蒸汽后,这些磷酸钠几乎全部以
固体的形式析出。
这些固体小颗粒便有一部分在过热器内沉积。
但是它们在过热器内并不是均匀沉积，主要集中在流通的弯道、
节流处。
哈尔滨第三发电厂的3号、4号机的高压蒸汽门呈半圆型，
过热蒸汽从侧面碰到其球面，然后拐90度角流出主蒸汽门。
蒸汽中的
固体小颗粒密度比较大，由于离心力的作用便撞到高压蒸汽门的半圆
型门头上，渐渐在此沉积。
并且有一小部分蒸汽通过阀杆和阀杆套间
的细小空隙泄露出去，这些细小的固体颗粒就在这些小空隙中沉积，导
致高压调速汽门卡涩。
另外，过热蒸汽中的固体颗粒进入汽机后，会造
成固体颗粒磨损、形成沉积物、引起汽轮机腐蚀等危害，以致严重影响汽轮机运行的经济性和可靠性，显著地增加维护费用，并会缩短其使用寿命。
针对以上情况，哈尔滨第三发电厂进行了以下实验:降低汽包液位,
由-22.9mm降到-180mm;尽量保持汽包液位稳定；升降负荷时尽量缓慢。
然而检测数据显示，磷酸盐的携带量并没有减少。
2007年7月10日，哈尔滨第三发电厂3号机组进行炉内全挥发处
理实验（在给水中加氨、已醛肟,炉水中不再加磷酸盐），表2是3号机组与3号机组进行炉水全挥处理发实验数据进行综合对比。
表二2007年1 ―― 3月份数据（全挥发处理实验前）
3.结论
通过分析可以得到以下结论：⑴饱和蒸汽Na+离子含量有明显的下降，最高降幅达到53.78%最低降幅达到35.14%。
⑵炉水电导率有明显的下降，最高降幅达到32.43%最低降幅达到23.22%。
⑶实验全过程平均加氨量为0.0328m3，比炉水磷酸盐处理时高4.79%。
⑷炉水pH 值变化不明显。
⑸炉水pH值最低8.94最高9.27,炉水pH值合格率
97.02%。
⑹给水铁含量变化不大，且在国家控制标准之内。
在全挥发实验中，过热蒸汽中磷酸盐含量为零，并且水汽系统各指标均达到国家标准。
由此可见，炉内全挥发处理是解决高压调速汽门积盐的一个有效手段。