浅述汽轮机结垢的分析及对策

超临界机组汽轮机结垢腐蚀原因分析摘要：本文通过某厂汽轮机由于汽轮机组大面积结垢导致的汽轮机组调节级压力逐渐升高的故障分析过程，通过对汽轮机结垢成分以及运行汽水品质的全面查定，对机组运行管理及机组停炉保护等问题提出整改建议。

关键词：超临界汽轮机结垢汽水品质1 前沿某厂2号机组锅炉为东方锅炉厂生产的DG2102/25.4Ⅱ9型超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉。

汽轮机为上海电气集团生产的N660-24.2/566/566型一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机。

机组于2013年10月通过168小时试运行后正式商业运行。

该厂主要水源为城市污水厂处理后中水（地表水作为紧急备用水源），通过污水处理站(曝气生物滤池+反硝化滤池)处理后进入电厂，后续流程如下：来水机械加速澄清池变孔隙滤池循环水锅炉补给水过滤器机加澄清池循环水排污水循环水排污水经过预处理后进入锅炉补给水系统，通过超滤+一级反渗透+二级反渗透+混床处理后为机组提供合格除盐水。

给水采用AVT(R)水工况，给水加氨和联氨，机组给水电导率控制在5μS/cm 左右（对应的理论pH值为9.27）。

联氨控制20~25μg/L。

停炉保护方法采用传统的“氨、联氨钝化烘干法”，要求停炉前2h，无铜系统加氨提高给水pH值至9.4~10.0，联氨浓度加大到0.5mg/L~500mg/L，热炉放水，余热烘干。

2 汽轮机检查情况2.1 高压缸高压缸从调速级起，整体呈锈红色并颜色逐级加深。

调速级固体颗粒冲蚀现象不明显。

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，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。

2.2 中压缸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。

火电厂汽轮机通流部分结垢原因及清洗技术研究火电厂汽轮机通流部分结垢原因及清洗技术研究随着世界能源需求的增加，火力发电已成为保障能源供应的重要方式之一，而汽轮机作为火力发电的关键设备之一，其正常运行对于火电厂的稳定运行至关重要。

然而，由于水质问题、化学物质和环境等原因，火电厂汽轮机通流部分常发生结垢现象，严重影响了汽轮机的工作效率和寿命。

因此，研究火电厂汽轮机通流部分的结垢原因以及清洗技术具有重要的理论和实际意义。

一、结垢原因分析1. 水质问题：水中溶解的固体和溶解气体在汽轮机通流部分滞留时间过长，导致结垢；2. 化学物质：水中含有的有机物和无机物，经过高温高压的作用，会发生热解、聚合等反应，形成结垢；3. 环境因素：除水质和化学物质外，腐蚀和酸性气体等因素也会对汽轮机通流部分产生影响，导致结垢。

二、结垢对汽轮机的影响1. 降低效率：结垢导致汽轮机传热性能下降，致使汽轮机效率下降；2. 增加能耗：由于结垢增加了汽轮机的热阻，使得汽轮机在运行时需要更多的热能；3. 增加故障率：结垢会导致汽轮机部件的磨损加剧，从而增加了故障率和维修成本；4. 缩短寿命：结垢加剧了汽轮机部件磨损和腐蚀的速度，缩短了汽轮机的使用寿命。

三、清洗技术研究1. 机械清洗：通过在汽轮机通流部分增加机械清洗设备，利用高速液流冲击和摩擦力去除结垢；2. 化学清洗：使用化学试剂，在汽轮机通流部分进行化学清洗，溶解结垢物质，清除管道内的结垢；3. 超声波清洗：利用超声波的振荡和温升效应，对汽轮机通流部分进行清洗；4. 水蒸汽冲洗：通过注入高温高压的水蒸汽，利用蒸汽的热能和冲击力，清除结垢。

清洗技术的研究和应用需要综合考虑火电厂汽轮机的工况、结垢程度和安全性等因素。

同时，在清洗过程中，需注意减少对环境的污染，提高清洗效率和清洗效果。

此外，定期维护保养和水质控制也是预防结垢的重要措施。

总之，火电厂汽轮机通流部分的结垢问题对于火力发电的稳定运行具有重要影响。

中压叶片结垢、低压缸锈蚀原因分析及避免措施介绍某厂600MW汽轮机首次大修中对叶片状况的检查情况，并分析了蒸汽带水与蒸汽溶解携带对叶片的锈蚀的情况，同时提出了了应对叶片腐蚀和损伤的防护方法。

标签：汽轮机叶片、结垢、锈蚀、蒸汽带水、溶解携带、预防措施1 概括某厂600 MW 亚临界机组，汽轮機由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产，型号为NZK600-16.7/538/538的一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、冲动反动联合式直接空冷凝汽式汽轮机；共有40级，高压转子10级，其中第1级为单列调速级，其余为9个压力级，中压转子6级，低压转子2×2×6级；中压缸采用高合缸结构；2个低压缸均为双流反向布置。

锅炉设计压力17.51MPa，最大连续蒸发量为2080 t/h，额定蒸发量为1830.8t/h，额定蒸汽温度541 ℃。

该机组于2006-10投产，2013年7、8、9月间进行了首次A级检修，这次揭缸发现中压叶片结垢、低压缸锈蚀。

如图1，图2，图3，图 4 。

当锅炉水含盐量过大或炉内汽水分离不当时，蒸汽中会带走一部分锅炉水，而锅炉水中含有盐类，被蒸汽带走的盐类，一部分随蒸汽流过蒸汽所通过的各种设备内，最后随凝结水返回锅炉，另一部分则沉积在蒸汽流程中的设备内。

锅炉的给水都含有一定量的盐分，蒸汽溶解携带能力是由蒸汽的参数（压力、温度）决定的，参数越高的蒸汽溶解盐份的能力越强，相反则越低。

当高参数的蒸汽不断做功而参数降低后，蒸汽中原先溶解的盐份析出并附着在叶片表面，就形成积盐。

同时，热力系统中由于破损和氧化而脱落下的金属在随工质流动，最后也附着在叶片表面，形成积盐。

2 原因分析影响中压叶片结垢、低压缸锈蚀的原因是蒸汽带水，蒸汽品质差。

经过分析，上述原因的影响因素可总结为表1所示2.1 汽水分离元件能力的影响汽包内设置114个轴向旋流式分离器，分离器直径254mm，轴向叶片直径125mm，高度155mm，分两排布置。

汽轮机内盐类沉积形成的原因如下：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。

因此在汽轮机的每个隔板和叶片上便产生了盐类附着物。

8机大修垢物分析数据如下：＃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＃8机组大修受检部件：高压缸叶片检验名汽轮机中盐类沉积物的分布情况如下：（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，还可能有Na2O·Fe2O3·4SiO2（钠锥石）和Na2FeO2（铁酸钠）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。

（4）供热机组和经常启、停的汽轮机内，沉积物量较小。

汽轮机的前后几级没有盐类沉积物：汽轮机内各级的积盐情况不同，这主要与蒸汽的流动工况有关速很快，其中的杂质尚不会从蒸汽中析出或者来不及析出，因此往往没有沉积物。

概述防止汽轮机转子结垢的方法1 事故简介大屯发电厂#3汽轮发电机组于1992年5月建成投产。

汽轮机是武汉汽轮机厂生产的，型号为N50-90型凝汽式；锅炉是北京巴布科克、威尔科克斯有限公司生产的，型号为B&WB-200/9.81MPa，是单汽鼓、自然循环锅炉。

2003年10月，#3汽轮发电机组完成了汽轮机通流部分增容改造，改造后，汽轮发电机机组出力由原来额定负荷50MW提高到55MW，实际运行时，发电机组最大出力达到60MW。

#3汽轮发电机组增容改造时，未对锅炉受热面及汽包进行相应的增容改造。

2007年4月，在进行#3汽轮发电机组增容改造后的第一次大修时，发现汽轮机转子结垢严重。

2 危害蒸汽溶盐在汽机的蒸汽管道及锅炉过热器内沉积结垢，影响传热和机组的热效率，同时沉积在汽轮机的通流部分，减小通流面积，增加叶片表面的粗糙度，因而增加流动阻力，如沉积在蒸汽管道的阀门处，可能造成主汽门或调门卡涩，引起汽轮机超速飞车等重大事故的发生。

3 汽轮机转子结垢的原因分析汽轮机转子结垢主要是因为蒸汽带盐超标所造成，高温蒸汽溶解的盐在汽轮机内由于蒸汽逐级做功，主蒸汽压力、温度不断下降，就会析出，沉积于汽轮机的通流部分，造成汽轮机转子积盐或积垢。

造成蒸汽带盐进入汽轮机通流部分的原因主要有以下几个方面：3.1 汽轮发电机组增容改造不够全面汽轮发电机组在增容改造时，只对汽轮机通流部分进行了改造，而锅炉未进行相应的增容技术改造，致使锅炉长期超流量运行，造成蒸汽带盐增加，影响蒸汽品质。

3.1.1 锅炉汽包蒸汽清洗装置旋风分离器、波形板分离器未因机组增容改造而进行相应技术改造，当机组超额定负荷运行时，影响其汽水分离效果，造成汽水品质变差。

3.1.2 随着负荷的增加，锅炉汽包内蒸汽流动的速度和汽水混合物的流动速度增加，造成蒸汽带水量增加，特别是锅炉负荷超过临界负荷点后，蒸汽带水量会急剧增加，造成蒸汽带盐量大大增加，影响蒸汽品质。

330MW机组凝汽器冷却管结垢分析及处理措施摘要：公司330MW机组循环水系统出现较大面积结垢，导致冷却塔喷淋装置堵塞、凝汽器真空度降低，直接影响到机组高负荷出力。

在取样灼烧检测后发现，CaO的含量占74.5%。

为确保机组迎峰度夏期间稳定运行，临时采用高压水冲洗的方式进行处理，机组启动后，凝汽器端差有所下降，真空度上升。

关键词：循环水；凝汽器；结垢；高压水冲洗1 系统概述江苏华电扬州发电有限公司（以下简称扬电公司）#7机为哈尔滨汽轮机厂生产的330MW亚临界、中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机，单机循环水流量为36000m³/h，为一机一塔供水方式，采用双曲线自然通风逆流式冷却塔。

机组配置的凝汽器为N-20248型单壳体、对分、双流程、表面式凝汽器，冷却管材质为TP304不锈钢，总有效冷却面积20248㎡，冷却管共有27496 根，尺寸为分别为φ22×0.7(顶部圆周及空冷区)和φ22×0.5（主凝结段）。

2 异常情况介绍2022年12月，#7机组胶球系统出现收球率连续偏低、收球网前后压差大、清污机处发现较多胶球和淋水填料碎片等异常现象。

同时技术监督数据显示，凝汽器端差与正常值偏差较大，1月—3月，端差在9℃-12℃区间内浮动（受天气温度影响，冬季端差值会偏大），但未能引起警觉。

2021年9月，#7机组进行了C修，对凝汽器内部检查，冷却管内部为金属色，未发现结垢现象，内部情况如图1所示。

图1 2021年9月#7机凝汽器内部情况4月，#7机组停机检修，循环水系统放水后，组织人员进入冷却塔和凝汽器内部检查，发现喷溅装置堵塞，堵塞数量约占喷溅装置总数的2/3，中央竖井水位高，有漫水；用内窥镜检查冷却管，管内结垢情况较为严重，结垢厚度约为0.5mm—1mm，类似于鸡蛋壳，质地较硬；收球网表面有较多杂物和胶球，堵塞了栅栏。

如图2、图3所示。

图2 冷却塔喷溅装置、收球网栅栏堵塞图3 凝汽器冷却管内部结垢3 异常情况分析根据凝汽器冷却管结垢严重程度和胶球系统收球率异常来分析，2022年年初，循环水内部就逐步出现结垢现象，而监视循环水和凝汽器的指标值，端差和出塔水温，受冬季环境温度较低的影响，同比往年并无太多差异，因为未能引起足够的重视。

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。

山　东　化　工 收稿日期：２０１８－１１－１６作者简介：山　崧（１９７１—），男，山东黄县人，１９９３年天津大学分校机械制造过程及计算机控制专业大专毕业，２００８年河北工业大学机械工程及自动化专业本科毕业，中石化股份天津分公司装备研究院动设备副主任师，高级工程师，从事炼油、化工动设备的检验检测工作。

汽轮机叶片结垢故障诊断与运行过程中的处理山　崧（中国石油化工股份有限公司天津分公司装备研究院，天津　３００２７１）摘要：汽轮机叶片结垢是影响汽轮机运行的常见问题，通常会导致设备振动增大，工作效率降低，运行能耗增加等系列问题的出现，严重影响设备的连续运行和能效。

应用振动监测技术结合设备运行工况进行综合分析，尽早发现和准确诊断此类故障，并采取针对性措施，可以有效控制、降低结垢对汽轮机运行的影响，保障设备的连续、高效运行。

关键词：叶片结垢；振动；工作效率中图分类号：ＴＫ２６３．３ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００７６－０２ 工业汽轮机具有运行平稳，连续运行时间长，可以提供较高的工作转速和较大的功率范围，并可实现相对平稳的变运行转速、变功率输出操作，在现代工业企业中得到广泛的应用。

汽轮机运行过程中通流部分结垢是影响机组稳定连续运行的常见问题，如果能够尽早发现、诊断此类问题，采取相应措施是可以降低甚至消除结垢的影响。

造成结垢的主要原因是蒸汽锅炉水污染，蒸汽锅炉用水由于设备防腐蚀要求，需要保证其ｐＨ值呈碱性，数值控制范围随蒸汽压力不同要求不同，通常采用向炉水中添加磷酸根盐（磷酸三钠）的方式来调整ｐＨ值，有时需要补充添加药剂确保ＰＨ值合格。

因此，进入汽轮机的新蒸汽中总会含有一定量盐分，蒸汽在汽轮机内膨胀做功时参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，分离出来的盐分在蒸汽通流部位表面形成盐垢，但这样的盐垢质地松软可以被之后的蒸汽带走，正常情况下不会造成持续堆积。

当蒸汽中盐含量超标或锅炉水受污染时，汽轮机通流部位表面附着盐垢增加不能被及时带走，且随附着时间加长其质地逐渐坚硬形成结垢，结垢通常在中、低压各级叶轮最严重。

汽轮发电机组凝汽器钢管内壁结硬垢的分析及处理摘要：凝汽器是一种表面换热器，凝汽器的作用是将汽轮机排汽凝结成水，并保证在汽轮机排汽口建立起一定真空度的重要辅助设备。

凝汽器钢管内壁结垢会造成换热效果降低，影响机组的经济性。

利用虹吸原理的方式将酸洗液灌入结垢的钢管内，对钢管内壁进行酸洗，使硬垢溶解、剥落，达到提高凝汽器不锈钢管的清洁度、降低凝汽器端差、提高换热效率、提高机组经济性的目的。

关键词：凝汽器钢管；硬垢；虹吸原理；酸洗0 引言凝汽器是火力发电厂中重要辅机，凝汽器的作用是将汽轮机排汽凝结成水，并保证在汽轮机排汽口建立起一定真空度,钢管内壁脏污、结垢会造成换热效果降低，影响机组的经济性。

凝汽器内壁泥垢脏污时，一般使用高压水冲洗、胶球清洗等常规方式就能清洗干净。

当凝汽器内壁碳酸盐结垢严重时，这些清洗方式不能有效清除硬垢，严重影响机组的经济性[1]。

1 项目概况1.1系统简介某电厂一期2*600MW燃煤发电机组的凝汽器型号为N-36000-1 型，采用双壳体、双背压、双进双出、单流程、横向布置结构。

凝汽器主要参数：（1）冷却面积：36000m2（2）冷却水量：69700t/h（3）冷却水温：22℃（4）凝汽器背压：0.0049MPa（a）（5）水室设计压力：0.5MPa（a）（6）冷却管材质：TP304（主凝结区）、TP304（空冷区及顶部三排及通道外侧）（7）冷却管规格：ø25×0.5（主凝结区）、ø25×0.7（空冷区及顶部三排及通道外侧）凝汽器是一种表面换热器，凝汽器的作用是将汽轮机排汽凝结成水，并保证在汽轮机排汽口建立起一定真空度的重要辅助设备。

凝汽器的冷却管排列呈带状，周围留有汽流通道可以使汽流进入管束内部，并且可以减少汽流阻力。

每个管束中心区为空气冷却区，用挡气板与主凝结区隔开。

不凝结气体与蒸汽经过空气冷却区时，使蒸汽能够大量的凝结下来，剩下的少部分蒸汽随同不凝结气体进入空气管。

汽轮机转子叶片结垢分析报告2015年11月我车间15MW汽轮机揭缸大修，发现汽轮机转子叶片有结垢现象，主要积盐部位为第一级喷嘴处、调节级及三、四、五级的隔板及叶片。

沉积物性状：第一级叶片沉积物从外表看表面呈浅砖红色，压力级及三四五级叶片沉积物表面呈灰白色，有的质地松软易碎，有的质地坚硬，且在空气中易吸湿潮解，加热易熔化分解。

根据以上特性基本上可以得出，结垢物质可能是氢氧化钠或碳酸钠或碳酸氢钠或硅酸钠。

成分分析：下表是2015年11月16日中心化验室分析的数据：因为汽轮机转子叶片垢样与空气接触，吸湿潮解，故水分较多，除去水分，根据分析数据并结合其物理性质可确定垢样主要成分为钠盐和铁的氧化物。

二、汽轮机内的沉积物形成过程分析锅炉过热蒸汽中的杂质主要由炉水中带出，一般呈蒸汽溶液，主要是硅酸和各种钠化合物。

带有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，并沉积在汽机蒸汽通流部分。

过热蒸汽带入汽轮机的钠化合物，有Na2CO3、Na3PO4、Na2SiO3、Na2SO4、NaCl和NaOH等，它们在过热蒸汽中的溶解度随着蒸汽压力的下降而迅速减小。

因此，在汽轮机中，当蒸汽压力稍有降低时，它们在蒸汽中的含量就会超过其溶解度，并开始从蒸汽中析出。

其中，Na3PO4、Na2SiO3、Na2SO4等溶解度较小，最先析出，在汽轮机的高压级即开始沉积；Na2CO3、NaCl、NaOH等的溶解度较大，主要在汽轮机的中压级沉积。

而NaFeO2主要由蒸汽中的NaOH与汽轮机蒸汽通流部分金属表面上的氧化铁反应，生成难溶的铁酸钠，主要在汽轮机的中低压级沉积；硅酸在蒸汽中的溶解度最大。

当汽轮机中蒸汽的压力降到较低时，才能析出形成不溶于水的、质地坚硬的SiO2沉积物，SiO2主要沉积在汽轮机的低压级内。

至于固态微粒的氧化铁，在汽轮机各级中都可能沉积。