660MW超臨界機組汽輪機通流部分結垢分析及對策

張若巖 莊 偉 張 坤 謝祖超

大唐淮北發電廠 安徽 淮北 235000

0 引言

某電廠2x660MW超臨界凝汽式燃煤發電機組，汽輪機為上海汽輪機廠生產的超臨界凝汽式汽輪機，型號：N660-24.2/566/566。機組配有雙殼體、雙背壓、表面式(型號：N-36000)凝汽器，冷卻面積36000m2。2016年1月份，該廠2號機組因鍋爐尾部受熱面泄漏停備轉檢修。通過對汽輪機高中低壓缸解體，發現汽輪機動葉及隔板等部位存在較嚴重的積垢情況。針對汽輪機結垢原因進行分析，加強化學監督，水汽品質控制、機組停備用期間防銹蝕保護等措施，有效地控制了汽輪機通流部分的結垢。

1 機組通流部分結垢狀況

1.1 高壓缸 2號機高壓缸從調速級起，整體呈銹紅色并且顏色逐級加深。調速級固體顆粒沖蝕狀況不明顯。迎汽側葉片第8-11級表面有疏松銹紅色沉積物，其中第10級葉片最多(如圖1)，第11級葉片為局部分布。背汽側調速級及第1級葉片表面沉積物不明顯，第2-11級葉片表面有明顯沉積物，其中8、9級葉片最多。高壓靜葉持環葉片表面有明顯沉積物。

1.2 中壓缸 2號機中壓缸迎汽側葉片整體呈鋼灰色，背汽側第1-3級呈鋼灰色，4-8級呈銹紅色。迎汽側葉片無明顯沉積物，1-7級葉片表面有不同程度的氧化皮剝落現象。背汽側第4-8級葉片表面有明顯沉積物并逐級增多(如圖1)。

1.3 低壓缸 2號機低壓缸迎汽側第4級葉片表面有點蝕坑(如圖1)，低壓缸背汽側第4級表面有明顯銹斑。

圖1 高壓缸、中壓缸、低壓缸表面沉積物

通過此次化學監督檢查發現，該廠2號機組汽輪機存在較為嚴重的結垢和腐蝕問題，主要表現為高、中壓缸葉片的結垢和低壓缸葉片的腐蝕現象。

2 原因分析

2.1 垢樣成份分析 根據宏觀觀察分析，高中壓缸垢樣主要為鐵的化合物，其在2號機的分布情況與主要的雜質成分在汽輪機的沉積分布規律相符合。

2.2 結垢速率分析

部位類別一類二類三類汽輪機轉子葉片、隔板c結垢、積鹽速率d小于1mg/(cm2·a)或沉積物總量小于5mg/ cm2結垢、積鹽速率1mg/(cm2·a)～10 mg/(cm2·a)或沉積物總量5mg/ cm2～25 mg/ cm2結垢、積鹽速率d大于10mg/(cm2·a)或沉積物總量大于25mg/ cm2

經定量分析高壓缸第9級葉片結垢速率為3.44mg/(cm2·a)，結垢、積鹽速率屬于二類。

2.3 通過對該廠2號機組高壓缸效率及調節級壓力參數進行檢查，發現2號機組自投產后，機組的調節級壓力始終呈現緩慢上升趨勢。2號機組各監視段壓力同時超過了設計值。利用DCS測點數據，并通過2014年以來的機組熱力試驗的結果的對比，分析得出機組的高壓缸效率持續降低。

2號機660MW負荷工況歷年試驗結果與設計值比較表

通過上表數據分析，2號機組自投產以來，高壓缸效率減低，調節級壓力呈現持續上漲的趨勢，說明2號機組汽輪機結垢現象在機組運行整個過程延續發生。

3 汽輪機通流部分結垢的影響

3.1 汽輪機轉子結垢會破壞轉子動平衡,引發軸系震動。

3.2 汽輪機蒸汽流通面積結垢會后,導致同流面積減小、氣流阻力增大,轉子軸向位移和軸向推力增大,引發轉子動靜摩擦、推力軸承過負荷燒瓦事故等。

3.3 結垢后由于葉片形式的改變和阻力,結垢后的葉片疲勞損傷增大，受力加劇、影響機組效率和葉片使用周期。

3.4 結垢后汽輪機通流部分由于通流部分面積減小,因而蒸汽流量減少,葉片的效率也因而降低,導致汽輪機負荷和效率降低。同時引起各級的反動度變化，導致汽輪機軸向推力增加,嚴重影響機組安全運行。

3.5 結垢后汽輪機通流部分若維持各級壓力不變，將導致流量減小,則引發汽輪機輸出的功率減少。若要使其功率不變，則必須提高新蒸汽的壓力;而且，通流部分結垢的表面變得粗糙,摩擦損失增大。如是汽閥閥桿上結垢，則會引起汽閥卡澀,嚴重時引發汽輪機飛車事故。

4 暴露的問題

4.1 日常水汽品質監督不到位 抽查2014年7-9月給水和蒸汽中鐵含量情況，兩臺機組水汽中鐵含量都較高，平均值達到4.2μg/L，接近5.0μg/L的控制值上限，電廠日常送樣結果顯示水汽中腐蝕性陰離子及鐵含量較高，水汽中鐵含量過高使熱力設備較快結垢。

4.2 精處理系統運行不正常

4.2.1 2號機組精處理混床投運后，設備進口流量計偏差較大，流量顯示值比實際值大約200-300t/h，由于精處理混床設有超流量保護，導致精處理混床在大約半年時間內一直無法正常投運(開50%旁路運行)。

4.2.2 化學專業技術人員缺乏660MW超臨界機組設備運行管理經驗，一直投運精處理混床氨化運行，由于氨化混床的除鐵和除鹽效率低下，水汽品質無法滿足機組控制要求，直至2015年年中改為電導率控制，采用氫型混床運行。

4.2.3 該廠2號機組在投產后至2015年2月底前，精處理前置過濾器一直采用啟動濾元運行，啟動濾元濾徑為10μm，濾元孔徑大，效果較差。

4.3 給水工況不合理 對于660MW超臨界機組造成運行機組給水鐵含量較高的主要原因為：給水系統的主要腐蝕形態——給水系統的流動加速腐蝕(FAC)。

4.4 存在的其他問題

(1)運行人員、專業技術人員對指標的異常變化不敏感，汽輪機調節級壓力持續上升，最大值達到甚至超過19.8MPa的控制值，但沒有及時發現并進行分析，采取措施。

(2)在線儀表未按照要求進行定期校驗，水汽指標數據的真實性得不到保證，如凝結水電導率規定一個月進行校驗，2014年12月變成一個季度校驗。

(3)定期工作執行不到位，前置過濾器的清洗有很大的隨意性，未能根據實際水質情況進行有效定期清洗工作，造成前置過濾器污堵。

(4)設備管理不到位。現場檢查發現，化學爐內加藥系統無法實現自動功能，目前仍然采用人工就地手動調整的方式，連畫面點操都無法實現，造成給水pH波動較大，影響整個熱力系統的水汽品質

(5)中水石灰處理系統未能投運，未經處理的中水直接進入循環水系統，造成循環水系統結垢，兩臺機組凝汽器因端差大被迫進行酸洗。

(6)停爐保護工作雖已開展，但與標準相比還有很大差距，化學監督管理人員尚未實現從下發停爐保護技術措施-停爐保護節點控制-現場監督、監護等環節閉環管理，并形成制度或文件抄送職能部門和相關專業。

(7)化學實驗室管理不到位，部分實驗室被占用，目前水處理及循環水分析只有兩間實驗室，且實驗室內下水和電源設置不合理，無法滿足日常分析監督工作要求，致使一些精密操作不能實現標準化、規范化，例如高純水制備、化學分析藥劑配備等，不能滿足溫度、濕度、防塵、避光等要求。

5 結論和對策

5.1 該電廠2號機組汽輪機結垢速率為3.44mg/(cm2·a)，屬于二類，比較嚴重，機組調節級壓力持續上漲，說明汽輪機結垢現象延續在2號機組整個運行過程。

5.2 造成汽輪機結垢的主要原因為化學監督不到位，定期工作不到位、水汽品質控制，給水工況不良、精處理裝置不正常運行、機組停機備用期間各汽水容器及管道防銹蝕保護工作開展不到位。

5.3 該廠應針對爐內加藥系統無法實現自動功能、中水石灰處理系統無法投運及實驗室存在的問題立即制定整改計劃，進行整改，并定期匯報整改進展情況。

5.4 嚴格按照制度要求開展定期工作，切實做好化學儀表的定期校驗，前置過濾器定期清洗以及凝結水精處理裝置的樹脂再生工作，化學監督人員必須深入現場監督到位，確保數據真實、準確，系統運行穩定、可靠。

5.5 檢修期間應認真對熱力設備內部雜物進行檢查清理，化學監督人員必須對汽輪機本體、凝汽器、除氧器、汽包、聯箱等容器進行封閉前的檢查驗收，防止遺留的鐵銹等雜物污染水質，造成機組啟動困難和水質超標。

5.6 目前，停爐、停機保護技術已較為成熟，該廠應結合本廠機組的實際情況，選擇并確定停爐停機保護方式，以規程制度的形式固定下來，各相關部門的專業人員和管理人員分別從管理、執行、監督環節做好停爐停機保護工作，減少機組停運期間設備的腐蝕，既保護了設備，也減少再次啟動時對汽水品質的影響。

5.7 組織對化學及相關專業人員技能培訓，以考試或考問的方式督促專業技術人員提高技能水平，掌握機組運行特性，及時發現和處理機組運行過程中發生的汽水品質偏差，杜絕發生類似問題重復發生。

6 結束語

該廠加強對化學監督，水汽品質控制、定期工作管理及精處理裝置運行、給水工況優化、和機組停備用期間防銹蝕保護工作，機組結垢狀況得到控制，經濟效益顯著，提高了機組安全性經濟性運行。