660MW超临界机组汽轮机通流部分结垢分析及对策

张若岩 庄 伟 张 坤 谢祖超

大唐淮北发电厂 安徽 淮北 235000

0 引言

某电厂2x660MW超临界凝汽式燃煤发电机组，汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界凝汽式汽轮机，型号：N660-24.2/566/566。机组配有双壳体、双背压、表面式(型号：N-36000)凝汽器，冷却面积36000m2。2016年1月份，该厂2号机组因锅炉尾部受热面泄漏停备转检修。通过对汽轮机高中低压缸解体，发现汽轮机动叶及隔板等部位存在较严重的积垢情况。针对汽轮机结垢原因进行分析，加强化学监督，水汽品质控制、机组停备用期间防锈蚀保护等措施，有效地控制了汽轮机通流部分的结垢。

1 机组通流部分结垢状况

1.1 高压缸 2号机高压缸从调速级起，整体呈锈红色并且颜色逐级加深。调速级固体颗粒冲蚀状况不明显。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(如图1)，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。高压静叶持环叶片表面有明显沉积物。

1.2 中压缸 2号机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。迎汽侧叶片无明显沉积物，1-7级叶片表面有不同程度的氧化皮剥落现象。背汽侧第4-8级叶片表面有明显沉积物并逐级增多(如图1)。

1.3 低压缸 2号机低压缸迎汽侧第4级叶片表面有点蚀坑(如图1)，低压缸背汽侧第4级表面有明显锈斑。

图1 高压缸、中压缸、低压缸表面沉积物

通过此次化学监督检查发现，该厂2号机组汽轮机存在较为严重的结垢和腐蚀问题，主要表现为高、中压缸叶片的结垢和低压缸叶片的腐蚀现象。

2 原因分析

2.1 垢样成份分析 根据宏观观察分析，高中压缸垢样主要为铁的化合物，其在2号机的分布情况与主要的杂质成分在汽轮机的沉积分布规律相符合。

2.2 结垢速率分析

部位类别一类二类三类汽轮机转子叶片、隔板c结垢、积盐速率d小于1mg/(cm2·a)或沉积物总量小于5mg/ cm2结垢、积盐速率1mg/(cm2·a)～10 mg/(cm2·a)或沉积物总量5mg/ cm2～25 mg/ cm2结垢、积盐速率d大于10mg/(cm2·a)或沉积物总量大于25mg/ cm2

经定量分析高压缸第9级叶片结垢速率为3.44mg/(cm2·a)，结垢、积盐速率属于二类。

2.3 通过对该厂2号机组高压缸效率及调节级压力参数进行检查，发现2号机组自投产后，机组的调节级压力始终呈现缓慢上升趋势。2号机组各监视段压力同时超过了设计值。利用DCS测点数据，并通过2014年以来的机组热力试验的结果的对比，分析得出机组的高压缸效率持续降低。

2号机660MW负荷工况历年试验结果与设计值比较表

通过上表数据分析，2号机组自投产以来，高压缸效率减低，调节级压力呈现持续上涨的趋势，说明2号机组汽轮机结垢现象在机组运行整个过程延续发生。

3 汽轮机通流部分结垢的影响

3.1 汽轮机转子结垢会破坏转子动平衡,引发轴系震动。

3.2 汽轮机蒸汽流通面积结垢会后,导致同流面积减小、气流阻力增大,转子轴向位移和轴向推力增大,引发转子动静摩擦、推力轴承过负荷烧瓦事故等。

3.3 结垢后由于叶片形式的改变和阻力,结垢后的叶片疲劳损伤增大，受力加剧、影响机组效率和叶片使用周期。

3.4 结垢后汽轮机通流部分由于通流部分面积减小,因而蒸汽流量减少,叶片的效率也因而降低,导致汽轮机负荷和效率降低。同时引起各级的反动度变化，导致汽轮机轴向推力增加,严重影响机组安全运行。

3.5 结垢后汽轮机通流部分若维持各级压力不变，将导致流量减小,则引发汽轮机输出的功率减少。若要使其功率不变，则必须提高新蒸汽的压力;而且，通流部分结垢的表面变得粗糙,摩擦损失增大。如是汽阀阀杆上结垢，则会引起汽阀卡涩,严重时引发汽轮机飞车事故。

4 暴露的问题

4.1 日常水汽品质监督不到位 抽查2014年7-9月给水和蒸汽中铁含量情况，两台机组水汽中铁含量都较高，平均值达到4.2μg/L，接近5.0μg/L的控制值上限，电厂日常送样结果显示水汽中腐蚀性阴离子及铁含量较高，水汽中铁含量过高使热力设备较快结垢。

4.2 精处理系统运行不正常

4.2.1 2号机组精处理混床投运后，设备进口流量计偏差较大，流量显示值比实际值大约200-300t/h，由于精处理混床设有超流量保护，导致精处理混床在大约半年时间内一直无法正常投运(开50%旁路运行)。

4.2.2 化学专业技术人员缺乏660MW超临界机组设备运行管理经验，一直投运精处理混床氨化运行，由于氨化混床的除铁和除盐效率低下，水汽品质无法满足机组控制要求，直至2015年年中改为电导率控制，采用氢型混床运行。

4.2.3 该厂2号机组在投产后至2015年2月底前，精处理前置过滤器一直采用启动滤元运行，启动滤元滤径为10μm，滤元孔径大，效果较差。

4.3 给水工况不合理 对于660MW超临界机组造成运行机组给水铁含量较高的主要原因为：给水系统的主要腐蚀形态——给水系统的流动加速腐蚀(FAC)。

4.4 存在的其他问题

(1)运行人员、专业技术人员对指标的异常变化不敏感，汽轮机调节级压力持续上升，最大值达到甚至超过19.8MPa的控制值，但没有及时发现并进行分析，采取措施。

(2)在线仪表未按照要求进行定期校验，水汽指标数据的真实性得不到保证，如凝结水电导率规定一个月进行校验，2014年12月变成一个季度校验。

(3)定期工作执行不到位，前置过滤器的清洗有很大的随意性，未能根据实际水质情况进行有效定期清洗工作，造成前置过滤器污堵。

(4)设备管理不到位。现场检查发现，化学炉内加药系统无法实现自动功能，目前仍然采用人工就地手动调整的方式，连画面点操都无法实现，造成给水pH波动较大，影响整个热力系统的水汽品质

(5)中水石灰处理系统未能投运，未经处理的中水直接进入循环水系统，造成循环水系统结垢，两台机组凝汽器因端差大被迫进行酸洗。

(6)停炉保护工作虽已开展，但与标准相比还有很大差距，化学监督管理人员尚未实现从下发停炉保护技术措施-停炉保护节点控制-现场监督、监护等环节闭环管理，并形成制度或文件抄送职能部门和相关专业。

(7)化学实验室管理不到位，部分实验室被占用，目前水处理及循环水分析只有两间实验室，且实验室内下水和电源设置不合理，无法满足日常分析监督工作要求，致使一些精密操作不能实现标准化、规范化，例如高纯水制备、化学分析药剂配备等，不能满足温度、湿度、防尘、避光等要求。

5 结论和对策

5.1 该电厂2号机组汽轮机结垢速率为3.44mg/(cm2·a)，属于二类，比较严重，机组调节级压力持续上涨，说明汽轮机结垢现象延续在2号机组整个运行过程。

5.2 造成汽轮机结垢的主要原因为化学监督不到位，定期工作不到位、水汽品质控制，给水工况不良、精处理装置不正常运行、机组停机备用期间各汽水容器及管道防锈蚀保护工作开展不到位。

5.3 该厂应针对炉内加药系统无法实现自动功能、中水石灰处理系统无法投运及实验室存在的问题立即制定整改计划，进行整改，并定期汇报整改进展情况。

5.4 严格按照制度要求开展定期工作，切实做好化学仪表的定期校验，前置过滤器定期清洗以及凝结水精处理装置的树脂再生工作，化学监督人员必须深入现场监督到位，确保数据真实、准确，系统运行稳定、可靠。

5.5 检修期间应认真对热力设备内部杂物进行检查清理，化学监督人员必须对汽轮机本体、凝汽器、除氧器、汽包、联箱等容器进行封闭前的检查验收，防止遗留的铁锈等杂物污染水质，造成机组启动困难和水质超标。

5.6 目前，停炉、停机保护技术已较为成熟，该厂应结合本厂机组的实际情况，选择并确定停炉停机保护方式，以规程制度的形式固定下来，各相关部门的专业人员和管理人员分别从管理、执行、监督环节做好停炉停机保护工作，减少机组停运期间设备的腐蚀，既保护了设备，也减少再次启动时对汽水品质的影响。

5.7 组织对化学及相关专业人员技能培训，以考试或考问的方式督促专业技术人员提高技能水平，掌握机组运行特性，及时发现和处理机组运行过程中发生的汽水品质偏差，杜绝发生类似问题重复发生。

6 结束语

该厂加强对化学监督，水汽品质控制、定期工作管理及精处理装置运行、给水工况优化、和机组停备用期间防锈蚀保护工作，机组结垢状况得到控制，经济效益显著，提高了机组安全性经济性运行。