某超臨界機組汽輪機結垢及腐蝕原因分析

慕曉煒

(中國大唐集團科學技術研究院有限公司華東電力試驗研究院， 安徽 合肥 230088)

1 簡介

某660 MW超臨界直流爐機組鍋爐為東方鍋爐(集團)股份有限公司生產，超臨界變壓運行、一次中間再熱、全懸吊結構Π型直流鍋爐；汽輪機為上海汽輪機發(fā)電有限公司生產的超臨界、一次中間再熱、三缸四排汽、單軸、雙背壓、凝汽式。鍋爐補給水系統(tǒng)采用超濾+二級反滲透+混床工藝，給水采用AVT(O)工況，凝結水精處理系統(tǒng)為前置過濾器+球型混床。

機組投入商業(yè)運行2年時間后首次檢查性A修，汽輪機揭缸檢查時發(fā)現(xiàn)高壓缸和低壓缸分別存在較為嚴重的結垢和腐蝕現(xiàn)象。

2 汽輪機結垢及腐蝕現(xiàn)象

2.1 汽輪機高、中壓缸結垢現(xiàn)象

機組高壓缸葉片整體呈銹紅色，迎汽側葉片調速級及1-7級葉片表面有少量沉積物，8-11級葉片表面有明顯沉積物，其中第10級最多；背汽側整體呈銹紅色，第2-11級葉片表面有明顯沉積物，其中第8-10級葉片最多，高壓缸葉片表面沉積物量影響了通流面積。對機組高壓缸部分運行參數(shù)進行查閱，結果見表1。

表1 機組660 MW負荷工況歷年試驗結果與設計值比較表

高壓缸效率在機組運行2年后下降了4%，調節(jié)級壓力上升了18%，并且參數(shù)呈現(xiàn)連續(xù)變化趨勢，說明結垢危害的發(fā)生影響機組運行整個過程。

2.2 汽輪機低壓缸腐蝕現(xiàn)象

低壓缸迎汽側第3-4葉片表面有停運銹蝕斑，背汽側1-2級葉片有少量白色沉積物，3-5級葉片有停運銹蝕斑。具體腐蝕情況見圖1、圖2。

圖1 低壓缸迎汽側第3級葉片

圖2 低壓缸背汽側第4級葉片

低壓缸葉片尤其是背汽側以及軸徑都有明顯的停運銹蝕痕跡，銹蝕產物下有針尖狀的點蝕坑。

3 汽輪機結垢及腐蝕危害原因查明

3.1 汽輪機高、中壓缸結垢原因分析

表2 汽輪機葉片轉子垢樣成分分析

通過汽輪機葉片垢樣分析可知，其主要成分為硅、鐵、鈉、鈣和銅的化合物。其中硅和鈣的化合物主要為機組基建期間系統(tǒng)內泥渣等雜物釋放及機組調試啟動和正常運行期間水汽攜帶沉積。鐵和銅主要為機組基建期間及日常運行時，水汽系統(tǒng)會發(fā)生一系列復雜的腐蝕反應, 部分腐蝕產物會以懸浮狀的細小微粒存在于水汽樣品中[1]，并最終在爐管及汽輪機葉片發(fā)生沉積。鈉鹽沉積主要和精處理混床運行狀況有關，汽輪機葉片pH測試結果顯示大部分葉片pH呈堿性，就是由堿性鈉鹽沉積導致。

分析造成汽輪機動葉及隔板表面沉積物嚴重的原因為以下幾點：

(1)精處理系統(tǒng)運行狀況不佳。精處理混床是超臨界機組水汽品質控制的關鍵，但在機組投運后約半年時間內，電廠精處理混床因流量偏差過大而無法正常投運。問題處理后，精處理混床按照氫電導率運行控制，導致混床在氨化狀態(tài)下運行，出水水質無法滿足超臨界機組水汽品質控制要求，系統(tǒng)水汽氫導值長期超過0.10 μS/cm，甚至接近0.15 μS/cm的控制值[2]。同時電廠在投產后1年多時間內，前置過濾器并未及時更換正式濾元，一直采用濾徑為10 μm啟動濾元運行，影響除鐵效果。

(2)給水水工況選用不當。電廠投運后給水處理采用設計的AVT(R)工況，運行1年后停加聯(lián)胺，采用AVT(O)工況，而聯(lián)胺等還原性藥劑的投加促進了給水系統(tǒng)腐蝕發(fā)生。機組系統(tǒng)壓力變化情況見表3。

表3 機組系統(tǒng)壓力變化情況

通過上表可以看到，鍋爐壓差從機組整套啟動階段開始有了明顯的上漲，表明爐管內的沉積物的快速發(fā)展，對鍋爐水冷壁進行割管垢量分析，結垢速率為73.2g/(m2·a)，接近80g/(m2·a)的三類標準[3]。

(3)停爐保護的影響。電廠之前采用“氨、聯(lián)氨鈍化烘干法”的停爐保護方法，但對于大型鍋爐，往往由于放水時壓力不夠高、鍋爐冷卻過快或系統(tǒng)彎頭多等原因，導致爐內濕蒸汽未能徹底排盡，并在金屬壁溫下降過程中在系統(tǒng)內重新凝結聚集，導致鍋爐在停(備)用期間發(fā)生嚴重的停用腐蝕問題。同時機側設備在停機后也未開展有效的保護工作，除氧器水箱、熱井(見圖3、圖4)都發(fā)生了明顯的停運腐蝕問題，生成了大量的銹黃色腐蝕產物，其腐蝕產物在機組啟動后帶入熱力系統(tǒng)[4]。

圖3 除氧器內的停運銹蝕產物

圖4 熱井內的停運銹蝕產物

(4)水汽品質不佳。檢查發(fā)現(xiàn)電廠系統(tǒng)水汽品質不佳，水汽中腐蝕性陰離子及鐵含量較高，分析結果見表4。

表4 機組水汽樣分析結果

由于電廠前期精處理混床運行不佳，后期采用氨型混床運行，同時水汽參數(shù)按照標準上限值進行控制，導致水汽的腐蝕性陰離子(氯離子及硫酸根等)和鐵含量都較大，直接導致熱力設備腐蝕(例如低壓缸葉片的點蝕)和系統(tǒng)結垢速率高。

(5)基建期水汽品質不佳。通過查閱記錄，機組試運階段水汽品質較差，甚至在機組168 (見表3)h試運通過后較長時間內主要水汽品質依然超標。

3.2 汽輪機低壓缸腐蝕原因分析

低壓缸內的腐蝕現(xiàn)象主要表現(xiàn)為點蝕和低溫氧腐蝕兩種形態(tài)。

其中點蝕主要為機組運行過程中形成，由氯離子等腐蝕性陰離子引起；在低壓缸相變區(qū)形成的初凝水中氯離子會高度濃縮，達到蒸汽整體水平的數(shù)十甚至數(shù)百倍，是蒸汽初凝區(qū)存在應力腐蝕開裂、腐蝕疲勞和點蝕風險的重要誘導因素。同時由于氨的分配系數(shù)較大，導致初凝水pH呈酸性，造成葉片表面形成點蝕坑。該機組日常運行時蒸汽中的氯離子含量超過3 μg/kg，則在低壓缸相變區(qū)局部濃縮超過300 μg/L，促使低壓缸葉片產生點蝕。

葉片表面的低溫氧腐蝕發(fā)生在機組停運后，當凝汽器真空破壞后，未對汽輪機及凝汽器汽側開展保護，則低壓缸金屬在濕蒸汽、氧氣和氯離子的共同作用下，發(fā)生較為明顯的停運銹蝕。

3.3 汽輪機結垢及腐蝕危害防治

(1)確保關鍵設備例如精處理系統(tǒng)的正常運行。對于超臨界機組，精處理混床應采用氫型運行，確保出水滿足新標準中的水質要求。該電廠的精處理混床轉為氫型運行后，水汽氫導普遍降至0.08 μS/cm以下，滿足GB/T 12145-2016的期望值要求。

(2)給水水工況對給水系統(tǒng)的腐蝕及熱力設備的結垢速率有明顯的影響。對于不含銅材質的超臨界直流爐，AVT(R)被證明并不適宜，采用AVT(O)或OT才是保證機組低結垢速率的重要手段。

(3)實施全過程的化學監(jiān)督控制，重視機組試運期間的水汽品質、停爐保護效果以及機組啟動階段水汽品質控制對于機組結垢和腐蝕危害的影響，只有全過程監(jiān)督控制，才能將危害發(fā)生的可能性降至最低。

4 結論

(1)凝結水精處理系統(tǒng)運行不正常、給水水工況選擇不當、停爐保護效果不佳及機組調試期間水汽品質較差是導致機組汽輪機高、中壓缸結垢嚴重的主要原因。

(2)蒸汽中的腐蝕性陰離子含量較高以及機側停爐保護工作未開展是造成汽輪機低壓缸腐蝕的主要原因。

(3)重視停爐保護、機組正常啟動和試運期間水汽品質對機組危害發(fā)生的影響，實施全過程化學監(jiān)督控制。