3 MW背压汽轮机做功下降原因分析及处理

邵洪义

(中国石化河南油田分公司南阳石蜡精细化工厂，河南南阳 473132)

1 概况

南阳石蜡精细化工厂动力车间3 MW背压汽轮机为青岛汽轮机厂制造的B3-3.43/0.981型背压式汽轮机，机组于1998年12月安装调试投产。目前该汽轮机主要与北京锅炉厂制造BG-75/3.82-MQ中温中压75 t/h煤粉炉配套运行。汽轮机本体由一级双列复速级和两级压力级组成，额定负荷为3 000 kW，排汽压力为0.981 MPa，额定进汽量和最大进汽量分别为48.7 t/h和65.8 t/h。新蒸汽通过自动主汽门到三通分两路分别进入蒸汽室两侧，经调速汽门到高压喷嘴膨胀逐级作功，排汽进入全厂低压蒸汽管网。

2 汽轮机做功能力下降情况及初步判断

2010年发现机组做功能力显著下降，并且与2009年对比发电量明显降低(见下页表1)。在相同蒸汽负荷状况下做功下降200 kW左右。在调压器最大刻度下，最大进气量不超过60 t/h，电负荷达不到3 000 kW只能维持2 750 kW运行。并且复速级压力逐渐升高，转子轴向位移逐渐增大导致轴位移油压逐渐降低(由0.38 MPa逐渐降低至0.34 MPa)。推力轴承温度逐渐升高(见下页表2)。

表1 发电量对比

表2 推力瓦温度变化

由以上情况可初步判断发电量下降的原因:①汽轮机内部蒸汽通流部分可能存在积盐现象，造成发电机效率降低;②汽轮机长时间运行，部分叶片变形损坏情况加剧，影响汽轮机发电能力(2004年、2008年两次汽轮机开缸检修已发现约30%叶片轻微变型)。

3 汽轮机开缸检查及原因确认

2010年9月在初步判断的基础上，在全厂大修低负荷期对汽轮机进行开缸检修。在开缸后发现，汽轮机压力级出现明显的积盐结垢情况，并且第二压力机积盐较为严重，厚度达3 mm左右。另外，在复速级表面存在油状膜。

4 原因分析

4.1 取样分析

通过对汽轮机第二压力级叶轮表面的盐垢进行取样，委托中国地质大学进行分析，分析数据显示Na2O含量占50.37%，烧失量41.64%。根据分析结果及光谱分析说明垢样的大部分成分是钠盐及有机物(见图1、表3)。

图1 光谱分析图

表3 垢样成分组成

4.2 蒸汽中钠盐及有机物的形成原因

为查找蒸汽钠盐含量高的原因，进行为期一月的调查分析。组织对原水、阳床出水、阴床出水(除盐水)、给水、凝结水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽的钠盐含量、电导逐一进行分析，依据分析数据和装置的运行情况判断引起蒸汽钠盐含量高的原因主要有以下三点:

4.2.1 凝结水水质波动影响汽水分离效果

从水汽质量跟踪分析数据显示(部分数据见表4)，当凝结水送入锅炉时，因含有油脂类和有机物，易在锅炉汽包表面形成泡沫层，泡沫层会导致汽水空间高度减小，影响汽水分离，甚至会引起蒸汽带水，造成蒸汽含盐量增加。

表4 部分蒸汽质量分析数据

另外，9月煤粉炉冷检时发现汽包内壁汽水分界面处周围出现黑色油类的物质(见下页图2)，以及汽轮机检修打开大盖后发现的油状膜，均说明炉水及蒸汽内含有油脂类物质和有机物，这些现象在凝结水投运之前从未出现过，因此可以判断这些油类物质和有机物来自凝结水。正是这些油脂类和有机物的存在导致锅炉汽水分离不好饱和蒸汽出现水滴携带而影响蒸汽品质的。

4.2.2 喷水减温水的水质二次污染过热蒸汽

正常情况下，过热蒸汽的品质取决于饱和蒸汽的品质，过热蒸汽钠盐含量应与饱和蒸汽钠盐含量相当，甚至更好一些，可分析结果显示过热蒸汽钠盐含量总是高于饱和蒸汽钠盐(见表4)。这一现象表明过热蒸汽在过热器内又受到一次污染。经过进一步调查分析得知，煤粉炉刚投运时过热器的喷水减温器是用自制冷凝器自制的冷凝水喷水减温，因自制冷凝器的制水能力逐年下降，靠自制冷凝器自制的冷凝水已不能满足过热蒸汽控制温度需要，从2009年初开始，当自制冷凝器自制的水不够用时通过补充部分给水作为喷水减温器的喷水来降低过热蒸汽的温度，而国家标准中并未明确规定给水中钠盐的控制指标，其中的钠盐是远远高于过热蒸汽的钠盐，这就是过热蒸汽钠盐含量总是高于饱和蒸汽钠盐的原因。

图2 汽包人孔油状物

4.2.3 阳床出水钠盐含量偏高

目前阳床出口钠离子含量为≤200 μg/L，高于≤100 μg/L的国家标准。导致除盐水及给水中钠离子含量偏高。

5 盐垢处理和改进措施

5.1 汽轮机机盐垢处理及效果

对于汽轮机通流部分的盐垢，采取将汽轮机转子和隔板拆除，外送进行喷砂除垢。喷砂后的转子进行动平衡测试，以防止转子动不平衡。2010年10月重新投用，汽轮机做功能力有了显著提高，能够达到3 000 kW额定负荷;并且推力瓦的温度下降至60℃，轴向位移油压恢复至0.38 MPa。

5.2 改进措施

5.2.1 有效控制凝结水来水水质

凝结水装置屡次出现来水水质油和浊度严重超标的情况。应提高在线油自动甄别系统可靠性，当水质不良时系统能够自动识别并切除出凝结水管网系统，杜绝后续装置的污染，减少后续处理工作，确保凝结水装置的平稳运行。

5.2.2 对凝结水除油除铁装置进行维修、预膜，提高处理能力

按厂家要求凝结水装置滤罐和纤维罐内的过滤管件每三年要预膜一次，该装置运行将近4年，从凝结水进出口油含量分析数据看，目前装置除油能力极弱，进口和出口含油几乎接近，甚至经常出现出口含油超过进口含油(部分数据见表5)。说明罐内过滤管件已被油和蜡污染，只靠蒸汽反吹恢复不了过滤能力，因此，凝结水装置需要停运，打开罐体检查、清洗、更换过滤管件，并对过滤管件进行预膜，恢复处理能力。

表5 部分凝结水分析数据

5.2.3 自制冷凝器进行检修，必要时进行更换

恢复自制冷凝器制水能力，避免采用给水喷水减温，减少过热蒸汽的二次污染。

5.2.4 更换阳床离子交换树脂，降低除盐水钠盐含量

水处理阳床一直连续运行已将近五年，达到离子交换树脂使用周期(一般为3～5年)，阳床除钠能力大大降低。因此降低除盐水水中钠盐含量，必须更换阳床树脂。

6 结论

由于蒸汽钠盐超标引起背压汽轮机通流部分积盐结垢，并导致作功能力下降，其原因是由水处理、凝结水装置，锅炉自制冷凝器多个问题综合造成的。这就要求平时统筹兼顾做好水质的监督，尤其是石油化工企业要重点加强凝结水回收装置水质管理。只有这样才能避免或延缓出现类似问题的发生。