浅谈超超临界汽轮机通流部分结垢防腐与防治对策

徐州华润电力有限公司 李后森 江苏阚山发电有限公司 王金宝

0 概述

超超临界汽轮机的通流部分担负着十分巨大蒸汽热能的转换工作，如果蒸汽介质控制不当，汽轮机通流部分就会发生积盐、结垢、腐蚀、损伤等不安全因子，严重影响汽轮机的级效及可靠性系数。因此，很有必要认真研究分析汽轮机常见失效问题，吸收国内外在解决汽轮机通流部分过程中积累的成功经验和教训，这对我国顺利发展超超临界机组有着重要的意义。本文通过失效不同类别来论证超超临界汽轮机通流部分失效机理，从中找出解决的最佳方式监控方式，最大限度地降低安全事故的发生。

1 汽轮机通流部分积盐、结垢

1.1 汽轮机通流部分积盐、结垢的危害

使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，从而降低汽轮机的效率。

汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，降低汽轮机的输出功率。

盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从而增大隔板的弯曲应力。

盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增大汽轮机转子的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞。

盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封部分损坏。

当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至造成严重事故。

1.2 结垢分析与预防

1.2.1 汽轮机通流部分结垢的机理及化学成分

由于锅炉产出的蒸汽并不是绝对的清洁(其中含有各种盐分和杂质)，蒸汽在进入汽轮机内膨胀做功时，参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，盐分即被分离出来，紧紧地黏附在喷嘴、动叶和汽阀等通流部分的表面上，形成一层坚硬的盐垢。汽轮机内沉积的物质可分为易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。可溶性的均是钠盐，如碳酸钠、硫酸钠、硅酸钠、氯化钠等；不溶性的是二氧化硅、氧化铜、三氧化二铁等。

1.2.2 超超临界汽轮机通流部分常见积盐、结垢分析

超超临界机组汽轮机积盐、结垢绝大部分沉积物集中在高中压缸动叶和导叶的凸起部位。汽轮机叶片积盐pH值高主要是积盐中存在氢氧化钠，铜、磷和硫主要在高中压缸沉积；铁、钠、硅和氯在各级都有分布，低压缸沉积物成分比较固定。

在超临界机组热力系统中，通常不使用铜合金，并认为是无铜系统，机组给水AVT水处理工况下，控制的给水pH值在标准值9.2～9.6的上限。但高压给水管道材料为WB36(15NiCuMoNb5)，含有0.5～0.8%的铜，在高pH值下容易产生铜的溶解。机组给水全挥发性水处理工况下，水中氨含量增加至1mg/L时，不仅会使由给水中转移到蒸汽中的铜增加，而且还会使锅炉水冷壁上的铜沉积物被清洗下来而带到汽轮机的通流部位。根据氨浓度的不同，在溶液中会形成不同的铜络合物，直至呈[Cu（NH3）5]2+形态，含有大量氨的铜化合物在蒸汽中溶解度的提高，加剧了铜沉积物自锅炉向超临界压力汽轮机通流部位的转移。

在AVT水处理工况下，国内超超临界机组普遍存在的问题是机组运行9个月后流动加速腐蚀表现比较明显，运行一年后表现十分严重，水汽中铁离子含量大大增加，由最初的主蒸汽含铁量1.5ug/l上升至10.3ug/l，蒸汽中携带铁离子进入汽轮机随着温度及压力变化，沉积于汽轮机叶片背弧处，尤其高压缸叶片根部、中压缸背弧处特别严重。下图为江苏某超临界机组运行近两年后，汽轮机解体时发现汽轮机叶片大面积盐与结垢，如图1、图2。

图1 高压缸叶片上根部

图2 中压缸叶片

无论机组处于何种水处理工况，如果水质、锅炉燃烧工况控制不好，都会出现汽轮机积垢与腐蚀。汽轮机的积垢主要来自于蒸汽的溶解携带和机械携带，正常情况下以蒸汽的溶解携带为主，但过热器、再热器有氧化皮脱落时以蒸汽的机械携带为主。蒸汽溶解携带的物质主要包括氧化产物、氯化物、硫酸盐、乙酸盐、碳酸盐、钠、硅等物质。随着蒸汽压力在汽轮机中下降，盐类的溶解度也会逐渐降低，当蒸汽中某杂质的含量高于其溶解度时就会发生沉积，不同的杂质依据其溶解特性沉积在汽轮机的不同部位。

1.2.3 预防措施

严格执行机组启动阶段的化学监督；严防锅炉超温运行、温度速率变化过大，造成氧化皮生成与脱落；机组启动时做好氧化皮旁路吹扫工作，严禁蒸汽携带氧化皮进入汽轮轮机；防止凝汽器渗漏，如果发生渗漏一定保证精处理树脂氢型运行。

做好停炉防腐工作，防止过热器、再热器弯头积水造成停运期间腐蚀。目前超超临界机组大都采用热炉放水、余热烘干法进行保养。严格控制管壁温差不超过制造厂允许值前提下应尽量提高锅炉受热面放水压力和温度，停炉期间加强过热器和再热器系统疏水的排放，并确保管内剥落的氧化皮在停炉期间和启炉过程中始终处于干燥、松散状态，以利于蒸汽吹扫。一些电厂保养，当分离器出口压力1.60MPa，温度295度，开启炉水冷壁系统、过热器系统、再热器系统各疏水和放空气门进行带压放水。放水后关闭锅炉各放水门和各放空气门，启动真空泵抽真空，保养效果良好。

2 汽轮机通流部分腐蚀

2.1 常见腐蚀种类及形成机理

2.1.1 氧腐蚀

金属氧腐蚀是属于电化学腐蚀，原理是：金属壁的氧化铁保护膜因水质恶化和热力等因素部分被破坏，在露出的钢表面水和保护膜表面之间形成局部电池。铁从阳极析出，形成腐蚀。钢的氧腐蚀特征是在被腐蚀的表面形成许多大小不一的鼓包。鼓包表面的颜色可能从黄褐色到砖红色。表层下的腐蚀产物是黑色粉末状。如果清除这些黑色粉末会看到金属表面上的腐蚀坑。形成腐蚀坑的主要原因是在腐蚀产物膜下形成缺氧的活化阳极区，外部富氧阴极区，构成电池，形成电化学腐蚀。汽轮机汽缸氧腐蚀主要是由于在备用或者检修过程中停机保护措施执行不好，使得空气漏入汽缸中。另外，机组运行过程中，有空气漏入汽缸也会产生氧腐蚀。

2.2.2 酸腐蚀

蒸汽在汽轮机中的做功过程，会发生变压从而在低压缸部分结成水滴，此水滴在最初时期含盐量很高，具有较强的腐蚀性。如图3。

图3 汽轮机叶片酸腐蚀

2.2.3 点腐蚀

点腐蚀在汽轮机运行及停运过程中均可发生，初凝水中的盐类，特别是含CL-、SO42-阴离子是产生点腐蚀的腐蚀介质。汽轮机在运行过程中由于负荷的变化，初凝区会发生变化，初凝水会浓缩，如果该区域有盐类附着，点蚀会加剧。在汽轮机停运期间，由于真空破坏，导致空气中的氧和二氧化碳进入汽轮机，在潮湿的气氛中，点蚀就会加剧，如图4。

图4 汽轮机叶片点腐蚀

2.2.4 水蚀

汽轮机在低负荷运行时，低压末几级的工况较其他级变化最大。随着机组功率的增大，低压级组子午流道扩张角增大，叶高增加，当其相对设计工况的容积流量急剧减少时，会使流场参数发生很大变化。末级长叶片在小容积流量、真空工况运行，叶片底部会有较大的反动度，对设计不妥的动叶片下半部造成大范围的回流区。负荷越低，回流区越大。在启动和并网初始，回流范围甚至扩大到整个排汽缸。而且大功率凝汽式汽轮机的末级排汽湿度总是比较大，因此末级动叶后汽流中携带大量水滴，回流的蒸汽携带水滴冲击在高速旋转的动叶下半部形成水冲蚀。如下图5。

图5 汽轮叶片水蚀

2.3 预防汽轮机通流部分腐蚀措施

加强机组停运保养。停用腐蚀的控制对减少沉积物是非常必要的。目前国内较多机组采用热炉放水碱性烘干+抽真空法保养。

加强监控水汽品质，优化管理精处理运行，严禁精处理运行过程中释放阴离子。

优化末级长叶片水冲蚀的大机组调峰或低负荷运行方式，用三元流理论验算并有选择性地进行流场和动应力实测，以确定机组带最低负荷的安全限制值；从设计上改进末级叶片的型线，从而减少水滴的形成，采用去湿隔板，以降低蒸汽湿度。

3 汽轮通流部分的固体颗粒侵蚀（SPE）

3.1 SPE的概念及危害

固体颗粒侵蚀（SPE）是指从锅炉的过热器、再热器及主蒸汽和再热蒸汽管的内表面剥落下来的坚硬的氧化铁粒子及检修炉管时残留物随蒸汽流入汽轮机，会对主蒸门造成卡涩（如图6）及通流部分机械损伤（如图7）。

图6 高压调节汽门金属颗粒打击痕迹

图7 高压缸叶片SPE

机械损伤是指固体颗粒在高速撞击和磨削的联合作用下侵蚀喷嘴、动叶片及其围带、阻汽片等通流部件金属材料。由于大容量机组的锅炉过热器、再热器系统十分庞大，只要其中一部分受热面积发生的氧化铁垢层剥落下来，其每年形成的固体粒子的重量可达数百千克。在固体颗粒当中不仅有高温氧化铁的剥落物，而且还有停机时产生的腐蚀产物，这些坚硬的粒子以高速不断地撞击、磨削通流部件，汽轮机喷嘴和动叶片的汽道失去金属材料或产生变形。

3.2 固体颗粒的产生

在高温环境下水蒸气管道内会出现水分子中的氧与金属元素发生氧化反应，称为蒸汽氧化。当金属的工作温度大于570℃时，铁的氧化速率会大大增加。对于抗氧化性能良好的合金钢，因铬、硅、铝等合金元素的离子更容易氧化，会在管道表面形成结构致密的合金氧化膜并阻碍原子或离子的扩散，大大减缓氧化速率。随着时间的推移，氧化层还会逐渐增厚，当然其氧化过程将按对数规律而逐步趋于收敛。对于同一种合金钢材，工质温度越高。蒸汽氧化作用就越强。另外管道的传热强度(热通量)越高，管道的平均温度越高，其蒸汽氧化作用也越强。蒸汽侧氧化层出现后相当于管内结垢，这又提高了管壁的平均温度，从而又加速了蒸汽氧化。氧化层的热膨胀系数与母材不同且导热系数远比母材低。

在锅炉启动阶段，特别是锅炉带负荷跳闸后的重新启动，其受热面会受到较大的冷热冲击，在此阶段管子内侧的氧化层较易松动或脱落。一定厚度的氧化皮脱落时一般呈片状，若能被蒸汽吹离则会沿蒸汽流向运动并逐步加速，由于其单位质量远大于蒸汽，在管子弯头处蒸汽转向时，氧化皮在离心力作用下会撞向管壁出现变形或破碎，其比表面积增加并更易被加速而后在蒸汽的推动下沿内壁转向，到直管段后再次被加速，直至撞向下一个转弯处。从过热器、再热器到汽轮机，脱落的氧化皮跟随蒸汽要经过很多次转向，在此过程中不断重复上述运动，反复被加速、撞击、变形和破碎，最终成为许多呈颗粒状的氧化金属。

不过，脱落的氧化皮若较厚，在U型布置的过热器、再热器的向上管段内蒸汽的动能有可能不足以克服其重力并将其冲出垂直段，则氧化皮会沉积于U型管的底部。从而增加该管段的阻力造成此处的蒸汽流量下降，并使该段金属温度升高，氧化加速。在下一次启动或其他原因的冷热冲击时再次发生氧化皮脱落，将更减少此处的蒸汽流量及其对管子的冷却能力，进一步加剧氧化皮脱落。

3.3 固体颗粒对汽轮机通流部分的侵蚀

一般情况下管内的蒸汽设计流速小于60rrds，蒸汽中携带的金属颗粒的动能及对管道内壁的侵蚀较为有限。但当金属颗粒进入汽轮机静叶后，流道内的蒸汽热能(焓)转换为速度能，出口流速可达甚至超过音速，导致金属颗粒被大大加速。其具有的动能可能对静叶出汽边和动叶产生严重的侵蚀，速度越高侵蚀率越大，且侵蚀率与颗粒运动速度的3次方成正比。

此外侵蚀率亦与金属颗粒对叶片表面的入射角有关，研究表明当入射角达20～30°时侵蚀率达最高值。当颗粒进入汽轮机叶片流道后被不断加速的蒸汽流加速直至撞向叶片壁面。显然，即使蒸汽流速、运动路程等其他物理条件相同，超临界机组金属颗粒最终的撞击速度也将明显高于亚临界机组。

对于带调节级的机组，超临界机组的调节级焓降尤其是部分进汽方式下的焓降远高于亚临界机组，故超超临界机组的喷嘴出口蒸汽流速亦远高于亚临界机组，这使得超临界机组调节级出口的颗粒运动速度远高于亚临界机组，故超超临界机组的侵蚀问题必然更为严重。

3.4 防范措施

选用高温部件如锅炉的高温过热器、再热器及主蒸汽、再热汽管道的钢材，使其具有完全抗氧化和耐腐蚀性能，而现代冶金工业技术的进步已经能够为超临界机组提供多种耐高温的金属材料。

在新机组启动前，对锅炉过热器、再热器和主蒸汽、再热蒸汽管道一定要进行蒸汽吹扫，将易脱落的氧化铁粒子吹出。为了提高对氧化铁的清除效率，可采用加氧吹扫新工艺，它能加速清除掉新投运锅炉和蒸汽管道系统的表面在加工时形成的氧化皮。锅炉过热器、再热器管子以及主蒸汽和再热蒸汽管道的焊接应采用新的焊接工艺以防焊渣等碎金属落入；在一段管子焊接完之后立即清理干净，再焊下一段管子。

3.4.1 运行阶段预防措施

加强机组运行中的汽温调整和控制。同时要防止炉膛热工况扰动造成受热面超温，防止减温器后温度突变造成受热面氧化皮脱落。加强受热面的热偏差监视和调整，防止受热面局部长期超温运行，发现有任一点壁温超过限额时，应降低蒸汽温度运行，待原因查明处理正常，各管壁金属温度均不超限后再恢复正常汽温运行。

3.4.2 机组的启停过程中控制措施

机组启动过程中，严格按照升温升压曲线进行温度和压力的控制，汽温和管屏温升均不应超过1.5℃/min，主汽压升压速率不大于0.1MPa/min；及时进行燃烧调整，防止管屏壁温超温。

锅炉停运过程中，应控制主、再汽温温降小于1.5℃/min（最大不超过3℃/min，且不超过60℃/h），压降不大于0.174MPa/min，且尽量避免减温水的投用，若必须投用则以一级减温水为主，二、三级减温水不投用。

锅炉熄火后，经过通风吹扫后，及时停运行锅炉送、引风机，保持锅炉闷炉状态；锅炉放水前，不进行锅炉的自然通风工作。锅炉放水结束，关闭汽机侧疏水破坏真空，维持锅炉系统空气门和疏水门开启状态进行余热干燥。停炉后应检测屏式过热器、高温过热器和高温再热器底部氧化物的堆积情况，发现堆积严重应割管清理。

3.4.3 做好停炉防腐工作

防止过热器、再热器弯头积水造成停运期间腐蚀。目前超超临界机组大都采用热炉放水、余热烘干法进行保养。严格控制管壁温差不超过制造厂允许值前提下应尽量提高锅炉受热面放水压力和温度，停炉期间加强过热器和再热器系统疏水的排放，并确保管内剥落的氧化皮在停炉期间和启炉过程中始终处于干燥、松散状态，以利于蒸汽吹扫。当分离器出口压力1.60MPa，温度295℃，开启炉水冷壁系统、过热器系统、再热器系统各疏水和放空气门进行带压放水。放水后关闭锅炉各放水门和各放空气门，启动真空泵抽真空，保养效果良好。

4 总结

在超超临界机组运行过程中，因汽轮机通流部分失效引起的事故占很大比例，严重影响电网安全运行。本文通过分析汽轮机通流部分的积盐、结垢、腐蚀及SPE的原因及形成机理，并提出有效的预防措施，对提高汽轮机的稳定性能及整个机组的效率有着极其重要的意义。