火电厂蒸汽系统盐类沉积

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。

发电厂热力设备腐蚀、积盐与结垢的探究摘要：现如今发电厂热力设备普遍存在腐蚀、积盐与结垢现象，给发电厂热力设备带来很多危害。

本文多方面分析了腐蚀、积盐与结垢现状及其影响因素，并提出针对性解决措施，旨在增长发电厂热力设备的使用寿命。

关键词：发电厂；热力设备；腐蚀；积盐；结垢；对策引言发电厂热力设备结垢、积盐和腐蚀严重影响着电厂安全运行。

近年来，随着水处理工艺进步和完善，热力设备腐蚀问题成为造成热力设备损坏的最突出问题。

但由水质不良引起的结垢、积盐和腐蚀并非相互独立，而是相互影响，加剧了对发电厂热力设备损害。

1发电厂热力设备腐蚀、积盐与结垢现状1.1热力设备腐蚀现状1.1.1氧腐蚀在设备运行和停运期间都可能发生氧腐蚀，它是热力设备最常见的一种腐蚀形式。

氧腐蚀发生的原理是由于材料不均匀、表面状态不均匀等，致使在表面存在许多微小的电极，形成微电池而导致腐蚀，再加上反应产物堵塞腐蚀坑口形成闭塞电池进一步加速腐蚀。

热力设备运行时，如除氧器可以正常使用，那么氧腐蚀通常发生在给水管道及补给水管道；如除氧器不可以正常使用，那氧腐蚀会发生在锅炉本体的汽包和下降管等处。

热力设备在停运期间，氧腐蚀最常发生在过热器下部弯头和再热器停用积水处。

1.1.2锅炉介质浓缩腐蚀当锅炉正常运行时，钢表面与无氧锅水接触发生反应，其结果是在金属表面形成厚度为几微米的四氧化三铁双层结构，由于内层膜保护作用，锅炉不会产生严重的腐蚀。

但如果锅炉某些部位发生介质的局部浓缩产生浓酸或浓碱时，会破坏钢表面的保护膜，导致炉管局部区域产生严重腐蚀，即锅炉介质浓缩腐蚀。

介质浓缩腐蚀一般发生在水冷壁管存在局部浓缩的地方。

1.1.3酸腐蚀热力设备运行时，一些杂质会进入锅炉，然后在高温高压下分解产生二氧化碳、有机酸甚至强酸等酸性物质；另外，当凝汽器发生泄漏、离子交换树脂破碎时，很可能进入给水管道，将一些酸性物质带入热力系统。

热力系统中的酸性物质会破坏金属表面的氧化膜，加速金属腐蚀速度导致设备大面积遭到破坏。

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。

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。

某火电厂汽轮机高压缸叶片积盐排查分析
文川;方天莉;尤良洲
【期刊名称】《电力设备管理》
【年(卷),期】2024()8
【摘要】某电厂8号机组汽轮机本体揭缸后发现,高压缸两节调节级无沉积物,2、3、4、5级转子叶片有少量沉积,6至9级转子叶片沉积物逐级增多。

通过机组运行情况统计分析、外来异常输入分析、凝汽器和水冷器泄漏分析、水汽系统排查、同类型机组对比等手段进行分析,发现管道打磨时携带入大量的氧化铝,提出加强对补给水、水汽中铝元素的监督。

【总页数】3页(P62-64)
【作者】文川;方天莉;尤良洲
【作者单位】华电佛山能源有限公司;中国华电集团有限公司广东分公司;华电电力科学研究院有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM6
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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。

热力设备结垢、积盐与腐蚀现状及防治对策摘要该毕业设计针对火电厂热力设备结垢、积盐与腐蚀的现状及防治对策进行设计，综述了火力发电厂热力设备结垢、积盐与腐蚀的特点，分析了结垢、积盐与腐蚀的影响因素，以及它们的现状，阐述了热力设备结垢、积盐与腐蚀的危害，并提出相应的对策，主要针对锅炉结垢、热力设备的氧腐蚀与酸腐蚀、汽轮机的积盐与腐蚀、凝汽器的腐蚀等进行设计。

关键词：结垢；积盐；腐蚀；现状；防止对策绪论火电厂热力设备的结垢、积盐和腐蚀严重影响着电厂的安全、经济运行，有关资料显示，由于锅炉结垢而造成的事故约占锅炉事故的70％以上（1），而由于蒸汽携带引起盐分在汽轮机叶片上沉积，导致汽轮机事故的比例也呈上升趋势（2）。

近年来，随着水处理工艺的进步和完善，热力设备的腐蚀问题超过结垢、积盐，成为造成热力设备损坏的最突出问题。

况且，由热力设备水汽品质不良而引起的结垢、积盐和腐蚀并非相互独立，而是相互影响、相互促进，这加快了对火电厂热力设备的损害。

因此，分析和总结火电厂结垢、积盐和腐蚀的特点，影响因素并提出行之有效的防治对策，对于火电厂的安全经济运行具有十分重要的意义。

第一章热力设备结垢结垢现状：20世纪60年代前，我国锅炉补给水大多采用软化水，硬度较高，锅炉的结垢非常严重；后来采用除盐水作为锅炉补给水后，给水中的硬度和杂质含量都大大降低，加上采取了合适的炉内水处理工艺，结垢现象在一定程度上得到了改善。

近年来，随着机组参数和容量的提高。

火电厂热力设备的结垢现象出现了一些新的特点，垢的主要成分，结垢的主要部位都有了一些变化。

第一节水垢的化学组成及危害热力设备内水垢的外观、物理性质和化学组成等特性，因水垢生成部位、水质及受热面热负荷不同等原因而有很大差异，例如有的水垢坚硬，有的水垢松软；有的水垢致密，有的水垢多孔。

为了研究水垢产生的原因，找出防垢的方法，除了应仔细观察各部件水垢的外观特征外，最重要的是确定水垢的化学组成。

火电厂热力设备结垢、积盐与腐蚀的危害及防治对策本文通过分析火力发电厂热力设备结垢、积盐和腐蚀的原因，影响因素以及危害性，结合本人长期从事化学监督的经验，逐一提出行之有效的防治对策、化学运行监督注意的事项，对从事火电厂化学监督的人员有一定的参考意义。

标签：热力设备积盐结垢腐蚀影响因素危害性及防治措施一、热力设备的结垢的原因1.水垢的化学成分有三氧化二铁，氧化铜，二氧化硅等。

2.水垢会降低锅炉和热交换设备的传热效率，增加热损失。

结垢增加水的流动阻力，迫使锅炉降负荷运行。

水垢能引起锅炉水冷壁管的过热，导致管子鼓包和爆管事故发生。

水垢能导致金属发生沉积物下腐蚀。

水垢生成的太快、太多，迫使热力设备不得不提前检修。

3.主要部位一般发生在水冷壁管壁，过热器，凝汽器，高参数机组节流孔圈和集箱底部。

4.影响因素有凝汽器泄露，启动机组时水质指标不合格；机组停用保护不当，凝结水精处理系统无法正常运行等。

二、热力设备的积盐的原因1.积盐热力系统中水进入锅炉吸收热量变成蒸汽；蒸汽导入汽轮机，蒸汽的热能就转变为机械能，经汽轮机作功后的蒸汽被冷凝成水；水经过加热器、除氧器和给水泵等设备再进入锅炉（见图l）。

在这个循环过程中，水和蒸汽作为热力设备中的流动介质，都具有溶解其它物质的能力，但二者的形态不同。

所以，过热蒸汽作为一种溶解气体，自然溶有各种杂质。

当过热蒸汽进入汽轮机后，由于蒸汽膨涨作功，其压力和温度降低，钠化合物和硅酸在蒸汽中的溶解度随压力降低而减少，当其中某种物质的溶解度下降到低于它在蒸汽中的携带量时，该物质就会以固态析出，并沉积在汽轮机蒸汽通流部分。

2.过热蒸汽中的各种杂质在汽轮机内的沉积特性及部位，这是因为SiO2在蒸汽中的溶解能力很强，只有在蒸汽压力和温度急剧减小降到很低时才会以沉积。

如图2所示：3.在过热器内沉积的盐类主要是各种钠盐。

这是因为钠盐在高温高压过热器里的溶解度非常小。

因此，过热蒸汽中的钠盐含量会远远小于饱和蒸汽中的钠盐含量不能全部溶解的钠盐便沉积在过热器上。

火电厂热力设备结垢,积盐与腐蚀现状及防治对策摘要：随着我国社会经济的快速发展，各领域的生产能力不断扩大，在这样的时代背景之下，各行各业对能源的需求与日俱增，电力企业因此备受社会各界的广泛关注。

火力发电厂是我国电力领域的重要组成部分，其工作质量和工作性能的稳定性，直接影响着下流用电企业和社会居民的生活工作质量。

本文结合火力发电厂热力设备结垢，积盐以及腐蚀等等问题展开分析，并且提出了相应的防治策略。

希望能够从根源上去除火力发电厂热力设备存在的问题和故障，并且建立健全完善的管理机制，保障火力发电厂工作状态的稳定。

关键词：火力发电厂运转，热力设备维护，问题及防治对策一、火力发电厂热力设备现状火力发电厂是我国重要的电力资源生产基地，在经营运转的过程中需要克服十分恶劣的工作环境因素影响。

再加之工作性能的特殊性，在工作推进的过程中，出现结垢。

积盐或者是腐蚀的问题，是十分常见的现象。

而造成火力发电厂热力设备出现安全事故的主要原因也是以上三大故障，因此为了能够从根源上保证我国火力发电厂运转的安全性和稳定性，必须要进行这三大问题的根本性防治。

1.1结垢现状火力发电厂的热力设备在运行的过程中，需要将水资源转化为蒸汽，只有这样才能够实现能量的转换，所以说水中所含有的特殊物质会经过长时间的累积，在设备内部形成厚厚的水垢。

水垢往往是由多种化合物质共同组成，包括铝铁化合物和含硅化合物。

当然水蒸气所造成的水垢往往相对较少，而大面积的水垢积累是由于上部的凝结器发生侧漏问题而形成。

这种特殊的水垢很难进行全方面的清除，即便是人工进行清理也难以保证清除到位，当然除了特殊水垢之外，还有就是氧化铁所造成的污垢。

这是高参数的工作基础中，最容易出现的一种腐蚀问题，因为热力设备之中，污垢结成之后，会附着在水冷壁壁管或者是过热器等等一些特殊的关键性工作节点。

一旦拮据的水垢或者是氧化铁等等物质过厚，导致后续工作无法稳定的推进，就会导致爆炸事件的出现。

亚临界和超临界机组蒸汽系统积盐特征表现作者：王溪墨来源：《科学与财富》2017年第26期摘要：基于多台亚临界和超临界机组蒸汽系统积盐情况监督检测，本文分析了影响盐类物质在蒸汽系统沉积的因素和积盐特征分布规律，分析了各级叶片和隔板积盐情况，对垢成份进行了测定，对积盐情况进行了评价，并对积盐原因进行了分析。

关键词：火力发电；机组；蒸汽系统；积盐；案例；分析亚临界和超临界机组是火力发电厂的主力机组[1]，其安全、经济和可靠运行关系着电力生产和输送系统的安全。

在化学技术监督工作中，发现多台机组存在较严重的积盐和腐蚀情况，造成机组出力和热效率下降，严重影响了汽轮机的安全经济运行[2]。

因此，需要分析火力发电机组蒸汽系统积盐特征规律和影响因素，以采取有效措施预防和减轻蒸汽系统积盐，改善机组运行工况，提高机组运行的安全性和可靠性，同时为专业人员提供有意义的参考。

1 盐类物质沉积原因及规律分析1.1 过热器内的盐类沉积当饱和蒸汽被加热成过热蒸汽时，其中的杂质在过热器中会发生两种情况：当饱和蒸汽中某种物质的携带量大于该物质在过热蒸汽中的溶解度时，该物质就会沉积在过热器中；反之，如果饱和蒸汽中某种物质的携带量小于该物质在过热蒸汽中的溶解度，那么该物质就会完全溶于过热蒸汽而带往汽轮机[3]。

（1）硫酸钠和磷酸钠（Na2S04、Na3P04）在饱和蒸汽中，只有水滴携带的形态。

这两种盐类在高温水中水温愈高，其溶解度愈小[4]。

在过热器内由于小水滴的蒸发，它们容易变成饱和溶液，由于该饱和溶液的沸点比过热蒸汽的温度低得多，故它们在过热器内会进一步蒸干而析出结晶。

所以当它们在饱和蒸汽中的含量大于在过热蒸汽中的溶解度时，就可能沉积在过热器内。

（2）氢氧化钠（NaOH）在水中的溶解度非常高，水温愈高，其溶解度也愈大；而NaOH饱和溶液的蒸汽压力都很低，最大值仅为O.059MPa，所以在过热器内，蒸汽携带的水滴被蒸发时，水滴中的NaOH不可能从溶液中以固相析出，只能形成浓度很高的NaOH液滴。

发电厂防止结垢、积盐措施随着燃煤发电机组容量的增大，蒸汽压力和流量也大幅提高，特别是主蒸汽温度超600℃时，化学水工况就显得尤为重要。

超（超）临界条件下水汽介质中杂质与腐蚀产物的溶解、携带与沉积特性，使其水化学工况比低参数机组面临更严峻的考验。

我厂根据本厂实际情况制定了防止热力设备结垢、积盐措施。

1机组概况一期工程2×1000MW超超临界机组，投运时间#1机组是2012年8月，#2机组是2012年9月。

1.1锅炉：东方锅炉股份有限公司生产的超超临界变压运行直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型结构、前后墙对冲燃烧方式、半露天布置。

蒸发量3024T/h，过热器出口压力28.35Mpa，过热器（高过）出口温度605℃，再热器出口温度603℃。

1.2汽轮机：上海电气集团公司生产的型号为N1030-27/600/600（TC4F）的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。

级数：39级（64列），其中高压缸14个压力级、中压缸2×13个压力级、低压缸A2×6个压力级、低压缸B2×6个压力级。

1.3凝汽器：上海电力设备有限公司制造的双背压、双壳体、单流程、表面冷却式凝汽器。

型号：N-55000，凝汽器管材采用不锈钢管，材质为：SA249 TP304，共47016根。

1.4除氧器：上海电气电站设备有限公司制造。

型式：内置式除氧器，型号GC-3255/GS-320。

除氧器额定出力3255 t/h，定滑压运行。

水箱有效容积320 m3。

凝结水精处理系统：中压凝结水精处理系统2×50%管式前置过滤器+4×33.3%高速混床。

2.清洁技术的应用防止汽轮机的结垢和积盐是一个系统的工程，我厂从安装开始就注重机组系统内部的清洁度，采用了化学清洗、吹管等清洗方法，并加强启停阶段的汽水品质控制和停炉期间的保养工作。

蒸汽系统的积盐在一般的水处理中，通常不列入蒸汽系统的积盐。

其实蒸汽系统的积盐是与锅炉的给水处理和炉水处理分不开的。

这章主要是介绍影响汽包锅炉蒸汽的品质的各种因素。

第一节影响蒸汽系统积盐的因素1 给水处理方式对蒸汽品质的影响(1) 对于直流锅炉，锅炉给水的水质几乎与蒸汽的品质相同。

对于有铜系统，如果给水采用A VT(R) 方式时，由于对给水的电导率要求相对宽松，通常蒸汽的品质要差些，铜含量稍高；如果给水采用A VT(O) 方式时，蒸汽的含铜量会更高。

对于无铜系统，给水采用A VT(R) 或AVT(O) 时，蒸汽的含铁量大致相当。

如果给水采用OT方式时，由于对给水水质要求严格，氢电导率要求达到0.15µS/cm 以下，因此，含盐量非常低，加之形成的三氧化二铁膜有着很好的保护性，所以蒸汽的品质明显提高。

(2) 对于汽包锅炉，无论采用何种给水处理方式对蒸汽的品质的影响都较小。

对于过热蒸汽采用喷给水减温的锅炉，因为给水直接喷到过热蒸汽中，所以，给水水质对蒸汽的品质有一定的影响。

由于喷给水的量通常不大于5%，所以，除非给水水质很差(如，凝汽器泄漏) ，一般对蒸汽品质影响不大。

2 影响过热器内积盐的因素过热器内积盐与给水水质、炉水水质和汽包的汽、水分离效果以及运行压力有关。

(1) 给水水质现代的大型锅炉都是通过喷锅炉给水来控制过热蒸汽的温度。

在正常的设计中，喷水的最大量为给水流量的3%～5%不等。

如果给水水质较差，给水在过热蒸汽中被完全蒸干的过程中，盐类就可能析出。

由于这一类盐主要是钠盐，而钠盐在蒸汽中的溶解度与蒸汽的压力有关。

由于所有的蒸汽都要在过热器和汽轮机中相继降压，并最终降到负压。

随着蒸汽压力的下降，钠盐的溶解度会逐渐降低，其极限溶解度为10µg/L。

所以，在电力行业中，亚临界压力以下的锅炉，蒸汽的含钠量统统规定为10µg/L。

通常规定，锅炉给水的水质与蒸汽相当，主要是防止因给水减温影响蒸汽的质量。