热力设备大修化学监督检查中典型案例分析

1、热力设备大修化学监督检查中热力设备大修化学监督检查中典型案例分析典型案例分析四川省电力工业调整试验所四川省电力工业调整试验所 杨胜杨胜20132013年年4 4月月 第一部分 大修化学监督检查中热力设备结垢、积盐和腐蚀特征一、水冷壁结垢特征 1、亚临界机组水冷壁结垢速率低，结垢量小； 2、亚临界机组：强制循环炉比自然循环炉水冷壁结垢速率低，结垢量小；但强制循环炉比自然循环炉汽轮机积盐高； 3、超临界机组水冷壁结垢速率大，结垢量大； 4、二、汽轮机积盐特征：汽轮机积盐明显，盐类成份复杂 1、全铁机组整个热力系统为无铜系统，水冷壁垢样基本不含铜，但汽轮机高压缸最后几级叶片积盐中铜含量却很高； 2、

2、中压缸叶片积盐中硅酸盐和硫酸盐含量高，严重时吸潮现象明显； 3、低压缸叶片积盐硅酸盐含量高，叶片和围带锈蚀严重；二、汽轮机积盐特征 4、炉水采用磷酸盐处理（PT、EPT）的机组，汽轮机高压缸叶片积盐中磷含量高； 5、炉水采用CT处理的亚临界机组汽轮机积盐严重且锈蚀严重； 6、超临界首次大修检查时高压缸叶片积盐中磷含量也高； 7、给水采用AVT(R)、 AVT(O)和OT三种方式，在汽轮机高压缸叶片积盐中铜比例表现依次增大现象。三、过热器和再热器氧化皮特征 1、过热器和再热器氧化皮含量高 2、T91过热器管氧化皮含量高； 3、TP347H再热器管氧化皮含量较低； 4、给水不同处理方式AVT(R)

3、、AVT(O)和OT对过热器和再热器氧化皮形成差异不大；四、汽包内特征 1、汽包炉机组投运后首次大修，汽包内底部两端粉末状黑色沉积物堆积多； 2、汽包炉机组投运后首次大修，汽包内旋风分离器外壁有大量粉末状黑色附着物； 3、机组检修前未采取有效停（备）用保养措施、汽包内停用腐蚀现象明显。 4、机组启动前进行了有效清扫和启动时采取了有效冷、热态冲洗等保证启动期间水质措施时，汽包内附着物很少。五、流动加速腐蚀(FAC) 1、FAC特征 管内表面氧化膜破坏，呈现马蹄形腐蚀坑，管壁减薄甚至泄漏。 2、高加常疏门及减温水门等堵塞频繁。 FAC形成的胶态Fe3O4具有较强的磁性，在一些铁质性材质制作的阀门和

4、孔洞处如高加常疏门及减温水门等形成沉积和堵塞。对机组的调节性能造成影响。如果发现高加常疏门及减温水调门周期性发生堵塞，则表明高加疏水和给水中FAC腐蚀产物质量分数较高。#1高加水室内壁五、FAC 3、超临界机组水冷壁节流孔板堵塞，引起通流面积减小，管内工质流通不畅，引起水冷壁超温严重时爆管。 内螺纹垂直水冷壁管设计的超临界采用节流圈控制温度和流量偏差。在节流孔圈处，由于管内径和节流圈孔径比例较大，孔内外流速变化明显，一方面节流阀有效通径减小，前后压降增大，使溶解于水中的胶体铁杂质由于局部气化而析出；另一方面高流速的介质为析出的胶态体铁颗粒相互碰撞和聚合提供了条件，从而长大在孔板边缘着床，形成铁

5、钩牢固粘附节流阀阀腔和阀芯。五、FAC 4、汽轮机高压缸热通道腐蚀产物沉积明显 给水FAC严重的机组，给水胶态铁含量高，并直接影响蒸汽，腐蚀产物首先沉积在高压缸热通道部位。叶片呈红棕色，铁沟较厚。给水采用AVT(R)的机组尤为明显。 5、取样系统部分测点超标和滤芯堵塞频繁 FAC现象明显的机组，高加疏水和给水（省煤器进口）两个测点中Fe3O4含量较高，在取样系统会产生一系列现象：(1)两个取样点滤芯脏污较严重，多为黑色颗粒，且堵塞频繁，需要经常更换；(2)两个测点流量周期性减小，需要定期疏通和排污；这是因为胶态铁在取样系统节流处沉积；(3)两个测点铁含量波动大，经常超过控制标准；(4)采用0.

6、45m孔径微孔膜片过滤，可定量测定胶态铁含量。 给水化学工况的优化是抑制FAC现象的有效手段，其中给水pH值、溶解氧和ORP是3项基本的优化参数。不同机组的有效化学工况优化方向应进行针对性和适应性评价。 第二部分第二部分 汽包锅炉汽水分离设备缺陷引起的汽包锅炉汽水分离设备缺陷引起的蒸汽通流部分积盐严重分析蒸汽通流部分积盐严重分析一、汽水分离 汽包的汽、水分离效果差，产生机械携带，无疑会引起过热器的积盐。为了减少机械携带，锅炉汽包内设有旋风分离器、波纹板和百叶窗等汽、水分离装置。汽、水分离装置的一次分离元件是旋风分离器，一般沿汽包长度方向分前后两排或多排布置。一般地，汽、水分离过程如下：从汽包上

7、升管来的汽、水混合物经引入管沿着汽包壁与弧形衬板所形成的狭窄环形通道流下，轴向进入旋风分离器的内套筒，内套筒装有固定螺旋形叶片，使汽、水混合物产生旋转运动，靠离心力的作用将水滴抛向内壁，并沿壁流下。蒸汽则在内套筒中部向上流动。在螺旋叶片上部装有波纹板状环形导向圈，挡住蒸汽中夹杂的细小水滴，并引向内外套筒之间的环形通道，返回汽包的水空间。这是第一次分离。 被分离的蒸汽从进入波形板分离器，蒸汽在波形板间经过多次改变方向，依靠惯性力将水滴再次分离，水滴沿板面流下。这是第二次分离。 被分离的蒸汽以比较低的流速通过与汽包长度方向垂直的波纹板干燥器，使已经形成雾状的残余水滴能在波形板滴下，这是第三次分离。

8、 蒸汽经过三次分离后由汽包顶部的饱和蒸汽引出管至顶棚过热器。通过三次汽、水分离后，300MW及以上机组的饱和蒸汽轮机械携带率通常小于0.2%。汽、水分离效果最好的锅炉可以达到0.01%以下。如果汽、水分离装置不正常，或运行控制不当，机械携带就会增加。例如，汽包水位过高和过低，汽包压力剧变(如负荷的快速变动) 都容易使汽、水分离效果变差，污染蒸汽品质。 锅炉运行过程中，有的旋风分离器倾斜或倒了，使第一级汽、水分离失去了应有的功能，蒸汽严重带水使蒸汽的含盐量增加。这种现象有时往往不能被觉察到，例如，蒸汽分甲、乙侧取样，在检测过程中只检测某一侧，或检测甲、乙蒸汽的混合样，分离效果不好的一侧，蒸汽流量

9、所占比例太小，这都能导致蒸汽通流部分的积盐。二、设计问题 目前发现引起汽水分离效果差的设计因素主要包括以下几个方面：a.汽水分离器设计的出力太大，或设计的台数过少，在高负荷下汽水分离器超出力。b. 在启、停锅炉时，汽包壁与弧形衬板因温度差引起的温度应力将弧形衬板拉裂，造成蒸汽短路。三、制造缺陷和安装问题 汽包壁与弧形衬板所形成的狭窄环形通道，由于弧形衬板非承压元件，在制造焊接过程中采用点焊，运行中很容易开裂，造成蒸汽短路； 主要表现在汽水分离器安装不牢固，运行中倾斜，倒塌；百叶窗干燥器安装不牢固，运行中脱落等。四、运行问题 因运行参数控制不当引起的汽水分离效果差主要包括以下几个方面：a.汽包水

10、位控制的太高或太低； b.负荷升降速率过快；c. 锅炉瞬间超出力。 第三部分第三部分 汽包内大量黑色沉积物堆积分析汽包内大量黑色沉积物堆积分析汽包内底部堆积的黑色沉积物 取样前汽包内部图 取样前汽包内壁图旋风分离器外壁图一、沉积物成份及组分分析结果 汽包内黑色沉积物成份(SEM)分析结果(以氧化物表示）: Fe2O3：97.7； MnO2：1.2； Cr2O3：1.1 汽包内黑色沉积物物相分析结果 FeM2O4占95.40%； Fe2O3占4.60%， 极少量SiO2；二、原因分析 1、沉积物成分及物相分析除汽包内沉积物外，系统中的沉积物主要以铁的氧化物为主（主要为Fe3O4），汽包内堆积的黑

11、色沉积物为FeM2O4占95.40%； Fe2O3占4.60%，极少量SiO2。说明汽包内沉积物非汽水系统正常运行电化学腐蚀产物，而使合金钢（铁氧化物粉末）固态的转移沉积所致。 2、同时还发现机组检修后曾出现未按要求进行蒸汽彻底吹管，致使系统大量固态铁粉末存在，随着机组启动进入水系统，最后在汽包两端沉积，而底部联箱由于排污很难聚集。这是汽包两端沉积物堆积多的主要原因。这种现象也在很多基建机组首次大修检查被发现现，而后面大修时检查汽包内再未发现大量沉积物。主要是基建阶段为了工期，对启动期间水汽品质监督不够所致。三、解决措施 1、大修期间对整个凝汽器、低加、高加及汽包等容器内沉积物进行彻底清除。

12、2、在机组启动过程中应按要求冲洗，加强机组启动期间水汽品质的化学监督，保证机组启动期间水汽品质。 3、进行给水优化处理试验。 4、炉水优化处理试验 5、加强机组停（备）用保养工作，应重视锅炉热炉放水参数的控制，可在采用机组滑停后继续凝汽器抽真空法除去蒸汽通流部分的水分。四、采取有效措施后检查结果 底部：无积水情况，基本无沉积物，金属表面呈钢灰颜色 内壁：汽侧金属表面钢灰色、无盐垢。 水侧金属表面呈钢灰色、无锈蚀和盐垢。 水汽分界线明显、平整。 汽水分离装置：旋风筒无倾斜、脱落情况，百叶窗波纹板有四个脱落和无积盐。见图 第四部分第四部分 高压缸叶片积盐铜含量高分析高压缸叶片积盐铜含量高分析高压缸

13、第九级叶片一、不同电厂高压缸叶片积盐分析结果项项目目A AC CD DBE EF F600MW亚360MW亚300MW亚 600MW超临界超临界 CuO，20.817.35.820.7916.5874.04P2O5，8.4952.829.6-25.82-Na2O，19.9830.213.613.4217.9- Al2O3，6.872.71.813.318.17- SiO2，6.07-1.910.48- SO3，6.81-13.7- Fe2O3，30.987.147.118.1331.5311.94ZnO，-11.56给水AVT(R)AVT(O)AVT(R)AVT(R)AVT(O)OT炉水EPT

14、PTPT-检修次222112二、高压缸积盐特征分析 1.亚临界和超临界机组高压缸叶片积盐中铜比例高； 2.给水采用不同处理方式,高压缸叶片积盐中都含铜； 3、积盐部位都主要位于高压缸最后两级上； 4、高压缸叶片pH测定都大于8.0；二、高压缸积盐特征分析 5、铜含量百分比与积盐量成反比； 6、 AVT(R) 、AVT(O)与OT都会出现高压缸铜积盐现象； 7、高压缸叶片磷酸盐与炉水处理方式相关； 8、高压缸叶片积盐中铁含量主要取决于给水处理方式和停（备）用保养； 9、首次检修高压缸叶片积盐中磷主要来源于基建碱洗残留物，在启动时为完全冲洗干净，由蒸汽携带沉积在叶片上。三、全铁机组含铜部件 1、主

15、给水管道 15NiCuMoNb5 （Wb36）含铜0.50.8%; 2、凝结水泵叶轮、轴套、轴封加热器 阀门阀芯、泵密封材料等 3、屏过、高过、高再管道四、铜盐形成时机分析 为搞清楚铜盐形成时期和分布特征，是基建沉积还是正常运行中均匀沉积，以此来证明其成因和生长趋势，为此对高压缸叶片积盐进行了分层分析，结果如下：高压缸叶片积盐分层元素分析结果项目项目最表层最表层内层内层最内层最内层O23.2731.036.15Na14.013.411.72Fe26.9918.6915.28P10.4312.8513.92Cu17.216.5115.28Mn0.960.580.38Ca0.000.230.49高

16、压缸叶片积盐分层分析 最表层积盐中含Fe、Cu、Na、Mn元素的比例越高，同时积盐内层中含P、Ca元素的比例远高于最表层。这就说明含Fe 、Cu、Na、Mn的盐主要形成于机组运行过程中，而含P、Ca元素的盐主要形成于机组启动的初期。同时从比例变化也可以判断，各种杂质在运行过程中的变化情况，如Fe、Cu元素的盐类，在不考虑含P、Ca元素的盐类所占比例外，在机组运行整个周期中变化幅度很小，即说明这类盐的形成是基建均匀稳定积累而成的，这与由于长期FAC造成的铜盐沉积的原因分析相吻合。高压缸叶片积盐分层分析 含Na盐的分布也是表层远高于内层，根据电厂凝结水精处理氢型运行是在运行初期投运，而后面主要以氨

17、化运行为主的情况，初步考虑精处理氨化运行会对给水、炉水和蒸汽含Na量产生影响。氨化运行导致水汽Na增加是普遍现象，但对汽轮机叶片积盐行为的影响还需要深入的研究。五、铜盐形成原因分析 1、热力系统中有管材和部件采用了铜合金材质如主给水管道（WB36)、凝结水泵叶轮、轴套、轴封加热器 阀门阀芯、泵密封材料等在运行中腐蚀，腐蚀产物含铜； 2、根据水汽物化特性，以及铜在蒸汽中的溶解沉积特性，可知在整个热力系统中，高压缸是含铜杂质的最终沉积部位； 3、由于整个系统的铜腐蚀产物经过溶解，携带后，几乎全部沉积在高压缸叶片上，所以导致该处铜含量比例被局部放大。六、解决措施 1、给水采用氧化处理AVT(O)、O

18、T降低给水系统腐蚀（主要是FAC），减少给水中铜含量，从而减轻蒸汽对铜的携带； 2、如果给水采用氧化处理AVT(O)、OT，通过评估不能有效减轻蒸汽对铜盐的携带，给水应采用AVT(R)处理，因为Cu+比 Cu2+挥发性小，蒸汽对Cu+比 Cu2+携带小。 3、检修期间应对汽轮机叶片沉积物进行彻底清除。 第五部分 中压缸叶片吸潮严重分析中压缸第五级叶片接缸时照片中压缸第五级叶片接缸后一天照片一、中压缸第五级叶片积盐成份分析结果（以氧化物表示）序号序号检测项目检测项目分析结果分析结果1Na2O35.652Al2O302.003SiO243.924P2O501.255SO303.706Fe2O313

19、.48中压压缸各级叶片pH值测量结果级数级数12345 5pH139-10111213二、原因分析 第5级叶片上沉积物形态和成分分析结果表明，沉积物主要成分为硅酸钠和氧化铁，以及少量磷酸钠和硫酸钠等。由于第5级叶片硅酸钠含量高，沉积物组分表现吸潮性强，所以一天后第5级叶片表面湿润，手感粘稠是由于硅酸钠含量高所致，红色为氧化铁的颜色，氧化铁与沉积物混合在干燥状态表现为红褐色，而吸潮后则为橙红色，第5级刚好为四段抽气口，氧化铁主要为停用腐蚀和启动过程中大量富氧湿蒸汽进入中压缸内，以及机组低负荷时，在汽封严密性不良的情况下抽入空气造成的腐蚀。去除沉积物后未发现点蚀现象，结合各级pH都大于10.0，可以排除氯离子引起点蚀的可能。三、解决措施 1、对汽轮机动叶片、静叶片、隔板及围带上进行沉积物进行有效清理； 2、加强机组启动期间水汽品质的控制； 3、 保证凝结水精处理安全可靠的投运。 4、采取有效措施特别是炉水处理，减小蒸汽对二氧化硅的携带，保证蒸汽品质。 第六部分第六部分 低压缸叶片和围带锈蚀严重分析低压缸叶片和围带锈蚀严重分析低压缸叶片及围带锈蚀照片低压缸叶片锈蚀照片一、锈蚀产物