摘要：精处理设备的正常运行是保证水汽品质的关键手段，其经济效益表现在水系统腐蚀速率降低，蒸汽中杂质离子浓度降低，可减轻汽轮机通流部位的腐蚀，提高蒸汽做功效率和机组负荷率，节省机组煤耗，延长机组主体设备的使用寿命，降低设备检修维护费用。随着国内机组容量越来越大，更加需要重视化学监督指标的微量变化，加强化学监督管理及相关人员技术培训，方能有力保证机组安全经济运行。
关键词：火力发电厂；汽轮机；腐蚀原因；处理
在超临界热力系统中，传统的汽包锅炉已不能适应技术的要求，取而代之的是有着更为优越的性能的直流锅炉。但是直流锅炉致命缺点是不能对汽水进行排污，所以对水质有着极高的要求，水质的好坏直接影响着锅炉和汽轮机的安全健康运行。文章针对我厂大修过程中发现的汽轮机腐蚀现象进行分析，在凝结水精处理方面采取了积极的防治措施，使汽轮机的腐蚀问题得到了有效的解决。
1汽轮机系统停运后的腐蚀机理
1.1汽轮机本体停运后的腐蚀机理
汽轮机停运后，系统疏水不畅、凝汽器汽侧积水等现象是不可避免的。随着本体金属温度逐渐下降，这些漏入的蒸汽和潮湿气体会在汽轮机本体金属上凝结，形成水膜。潮湿气体或水膜能够溶解沉积在通流部分的钠盐，使其导电性大幅度提高。钠盐溶液的出现加剧了金属的腐蚀程度。
1.2汽轮机系统停运后的腐蚀危害
首先，停用时金属温度低，其腐蚀产物大都是疏松状态的Fe2O3，它们容易被水流带走，当锅炉二次运行时，就会转到炉水中，使炉水含铁量增大而加剧炉管中沉积物的形成。
其次，停用时的腐蚀产物即Fe2O3在运行时能起去极化作用，这也是促使金属继续遭到腐蚀的因素，其电化学过程如下：
阴极过程：Fe2O3+2e+H2O→2FeO+2OH-
阳极过程：Fe→Fe2++2e
因此，运行过程中生成的腐蚀产物是亚铁化合物（FeO），它在锅炉下次停用时又会被氧化成高铁化合物（Fe2O3），这些腐蚀进程就会反复进行下去。
汽轮机停用期间腐蚀的危害极大。轻者，可使金属内表面出现坑陷，缩短锅炉使用寿命；重者，常造成爆管事故。
1.3离低加、除叙器停运后腐蚀的危容回热系统停运后的腐蚀，除了不可逆转的腐蚀损坏外，还会对后续启动和运行期间的汽水品质带来不利影响，直接的影响是延长了启动时间。给水系统腐蚀后，会使水中含有大量的铁、铜离子，这些离子的氧化产物为Fe2O3、CuO，会在锅炉的水冷壁管内的个别地方沉积下来，形成相应的水垢。这些水垢导热性能很差，会引起水冷壁管局部过热，甚至爆破。更为严重的是，由于氧化铁垢的形成，在锅炉水冷壁内造成许多微电池，加速炉管腐蚀。
2汽轮机腐蚀的原因
水质的好坏，是导致汽轮机腐蚀的直接也是最重要的因素，汽轮机腐蚀和积盐与蒸汽的质量密切相关，汽轮机的腐蚀类型有酸性腐蚀、点腐蚀、冲击损伤和水滴磨蚀。
2.1高压缸腐蚀积盐积垢
在汽轮机的高压部分，蒸汽没有发生相变，始终是干蒸汽。高压缸部分在运行中通常不会引起腐蚀问题。但是机组在停运期间，由于高压缸附着的盐和垢的吸潮性，将会发生电化学腐蚀，其腐蚀的严重程度与垢的成分有关。如果凝结水精处理投运不正常，或给水含铁量较高，高压缸容易发生铁垢沉积。
2.2中压缸腐蚀积盐积垢
汽轮机中压缸主要发生硅垢和NaCl等盐类的沉积。蒸汽中的含硅量较高时，往往在汽轮机的中压缸和低压缸都发生沉积。蒸汽中的氯化钠主要有两个来源，一是来自外部系统的漏入，包括凝汽器管的泄漏，二是来自凝结水精处理本身的释放，包括使用了不合格的碱再生阴树脂，凝结水混床运行终点控制不当，凝结水精处理氨化运行而再生又未按氨化运行的剂量再生。
2.3低压缸腐蚀
汽轮机低压缸一般发生腐蚀现象比较多，发生积盐的现象比较少，主要是湿蒸汽能清洗盐垢。当蒸汽刚出现凝结水时一般出现在倒数第2级到第4级不等。如果蒸汽的质量不好，特别是含有无机阴离子时，往往对汽轮机叶片造成腐蚀。由于蒸汽中的各种盐类和无机酸等的汽、水分配系数都非常低，通常都在10-4数量级以下，汽轮机的初凝水不再是一般意义的凝结水，而是盐水。从机组实际检测证实，汽轮机初凝水的pH值可能降到中性或酸性，并含有Cl-、SO42-、CO32-、HCO3-、CH3COO-等。在低压缸的初凝区最容易发生点腐蚀。点腐蚀可以发生在汽轮机的运行过程中，也可发生在停运过程中。初凝水中的盐类，特别是含Cl-和SO42-的盐是产生点腐蚀的腐蚀介质。机组因混床终点控制不当，将有大量的氯离子漏出，导致蒸汽中氯离子含量偏高，造成初凝区发生点腐蚀。
3汽轮机腐蚀的防治
高塔分离是国内火电厂凝结水精处理分离再生最主要的工艺，其主要由树脂分离塔（SPT）、阴树脂再生罐（ART）和阳树脂再生兼贮存罐（CRT）三部分组成。SPT由直的筒体和倒置的锥台形筒体组成。反洗沉降及输送树脂时，水在直段部分有柱状的流动，内部搅动小，从而利用阴、阳树脂的密度差，借反洗强度的调节控制使阴树脂与阳树脂完全分离，分离后阴阳树脂的交叉污染在0.1%以下，然后再将阴、阳树脂分别用水输送到ART和CRT进行再生。再生好的阴树脂从ART用水和压缩空气输送到CRT。在CRT中进行阳阴树脂的混合，冲洗合格后备用。
3.1优化调整树脂量和树脂配比
目前精处理系统存在树脂比例不恰当，再生系统参数设置不合理。《运行规程》中给出的树脂量，无法说明依据，甚至设备厂家说明书中数据也很混乱。
鉴于此，必须针对SPT、ART和CRT的设备尺寸图，结合再生步序，进行计算以确认树脂添加量是否得当，以及填装完毕后，树脂应达到的位置。
3.2再生控制
在高塔分离法中，反洗流量的控制对树脂分离效果具有重要作用。采用该法的再生系统以高塔为核心，其结构特点是上部直径扩大形成锥体且塔身具有足够的高度，即可以保障阳树脂充分膨胀，而阴树脂又不会被冲出。树脂分离要求反洗流量渐次减小，以利于树脂的分离沉降，流量的设定分布要符合所用树脂的沉降速率规律。树脂反洗的2个流量平台要持续一定的时间，这样可以保持使树脂在该流量平台上有一个相对的动态平衡状态，有利于下一步的树脂沉降，保证树脂在有序的状态下进行分离。
3.3优化混脂及混床投运条件
再循环泵的功能是在混床投入运行前提供再循环冲洗。再循环泵吸取阳床或混床出口的冲洗水将其送回到入口母管。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆在混床出口设有电导率在线检测，当检测到混床冲洗出水的电导率合格时，即阳离子导电度<0.1μS/cm时，混床再循环冲洗结束，投入正常运行。备用混床投入运行初期，其出水电导率（25℃）往往达到0.4～0.5μS/cm，甚至更高，虽然持续时间较短，但此时大量的杂质被带入给水，给机组安全和经济运行留下隐患。
3.4严格控制出水水质和周期制水量
混床临近失效，出水电导率（25℃）开始上升，且具有明显上升趋势时就应切换混床运行，尽可能使混床切换时的出水电导率（25℃）不超过0.10μS/cm，防止混床大量“漏氯”。
由于目前树脂再生人员紧张，运行操作熟练程度不高，难以保证树脂再生水平，所以将混床失效水质指标：阳离子电导率和电导率均控制在0.10μS/cm，初期可用放宽到0.15μS/cm，并在以上指标基础上限制混床周期制水量。
3.5精处理系统运行管理需要加大培训
精处理作为热力系统内部关键的水处理单元，虽然已经实现计算机自动化运行，但是针对某些问题，自动化程序无能为力，需要运行人员结合实际情况进行调整。目前能在故障情况下手动操作的人员较少，无疑是水汽品质进一步提高的一大障碍，因此需要加大人员技术培训力度。
4常用防腐措施存在的问题
4.1热炉放水余热烘干法
该方法操作比较简单，不需要增加其他的设备和化学药品，只需在汽轮机停运后满档压力降至锅炉制造厂规定值时，迅速放尽锅内存水，并利用炉膛余热烘干锅炉受热面。但是，在实际操作过程中，往往由于放水时压力不够高或者锅炉冷却过快，导致炉内湿蒸汽未能彻底排尽，并在金属壁温下降过程中凝结聚集在下弯头等死区内，如屏式过热器的下部、下水包等部位往往都有积水的现象。这样就会增大锅炉“四管”内部空气的相对湿度，从而导致锅炉在停用期间发生严重的停运腐蚀问题。
4.2成膜胺保护法
该方法主要是在机组滑参数停机过程中，当锅炉压力、温度降至合适条件时，向热力系统加入成膜胺（如十八胺等），在热力设备内表面形成一层单分子或多分子的憎水性保护膜，从而达到组织金属腐蚀的目的。
但在实际操作过程中，一方面会由于成膜胺的溶解问题而导致热力设备内积聚大量的为完全溶解的成膜胺，这些积聚的十八胺不仅会增加机组启动前的冲洗时间，同时还会使溶解的十八胺的含量达不到要求，而不能在金属表面形成有效的保护膜；另一方面由于机组开机时间比较紧，使得对水汽系统中成膜胺的冲洗往往达不到要求，这样要么延误精处理混床的投运时机，要么对提前投入运行的精处理混床树脂造成不可逆转的污染。
5汽轮机系统停运后的防腐技术
5.1汽轮机本体的防腐技术
汽轮机本体停运后的防腐措施，主要取决于停机时间长短。如果停机持续时间在汽缸金属温度降至停盘车条件之前，只采用常规停机保养措施即可。如果停机持续时间超过停盘车时间，就需要考虑采用热风干燥方法。
热风干燥法是用干燥机与汽缸相连，将热风吹汽入缸，然后通过凝汽器最低点排出。在该系统中，干燥机与高压调门及低压导汽管连接，保证热风可直接进入中压缸和低压缸，同时采取一些必要的措施使高中压主汽门、中压调汽门及过负荷阀关闭，然后只开启高压调汽门，使热风进入高压缸。热风干燥过程中，应开启凝汽器底部放水门，作为防腐空气的排出口。
5.2加装接地装置
接地碳刷装在四号汽机#9瓦靠近发电机侧。在9瓦轴颈中心两侧相对180°安装两组刷架与电刷。为使刷握对地绝缘，刷握通过10㎜环氧树脂板固定在刷架上，刷架安装完毕后用500V摇表测量刷握绝缘电阻应该值≥0.5MΩ。通过加装无源RC阻容吸收回路来消除静止可控硅励磁引起的三次高频谐波分量以及其他运行因素引起的轴电压。阻容吸收回路接地端接地可靠。刷架安装后调整刷握与转轴之间的间隙为5mm，保证电刷在刷握内自由移动。测试接地电刷弹簧压力，保证电刷与转轴接触良好。接地电刷与阻容吸收装置控制柜之间通过绝缘接地线进行连接。加装完接地装置后，定期跟踪测量轴电压情况，一直保持在10V以内，运行平稳。
5.3油系统停机后的防腐
机组运行时，在调速系统和润滑系统的油中免不了含有少量水分，停机后油中的水分将凝聚到油箱底部、油路内和调节保安系统部套上，因此必须想办法驱除油系统中的水分。在国产300MW机组中，一般都有专用的放水阀门，但对于凝聚在油管路内或调节保安系统部套上的水分，如不及时驱除掉，将引起油管路程或调节保安系统部套的锈蚀。所以，在停机后应定期启动调速油泵，让其循环一段时间。通过油循环，用油冲洗管道及调速保安部套、活动调速系统，投用盘车装置，以驱除油管及调速部套上的水分，防止锈蚀。
5.4一般汽水系统的防腐
停机后，如果在一周内不启动，又不进行检修工作时，就应对汽水系统进行保护工作：放尽冷凝器热水井中存水并开启放水门；隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽水；所有抽汽管道、主蒸汽和再热汽管道及本体疏水门应开启；低压加热器汽、水侧存水全部放尽，其它停用设备内部及系统中积水放尽；汽轮机本体与公共母管连接的汽水系统的隔绝门泄漏时，应扩大隔绝范围或加装带有尾巴的堵板。
6结论
汽轮机局部点蚀的直接原因是汽水中的酸性阴离子（乙酸、氯离子、硫酸根离子等）在静叶等部位的凹处富集引起的，而汽水中的酸性阴离子含量较大的主要原因是一级除盐的阳床、阴床树脂性能差，存在较严重的树脂浸出现象，此外停机期间采用的停（备）用防腐措施不当，汽轮机内部湿度大（余热烘干防腐未监测系统内部的湿度）也是重要原因。2016年10月，在更换树脂后，运行机组氢电导率从0．35～0．40μＳ／ｃｍ降至0．10～0．20μＳ／ｃｍ，进一步证实了树脂性能下降是造成汽轮机局部点蚀的主要原因。为了有效避免汽轮机局部腐蚀，应从以下几个方面做好工作。及时更换阴、阳床内已达到报废条件的树脂，重视新树脂的入厂验收，树脂存放时间超过6个月以上，在装填前还应进行性能检测。依据ＤＬ／Ｔ956—2005《火力发电厂停（备）用设备防锈蚀导则》的要求，选取适合的停（备）用防腐措施。采用十八胺防腐时，机组启动后应加强冲洗并换水至汽水品质合格。应重视热网加热器的检修和水压试验。建议定期（一季度一次）对运行机组汽水进行痕量离子分析和ＴＯＣ检测。采取适当的措施，避免灰尘等进入除碳器内污染水质。
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论文作者:武兴龙
论文发表刊物:《电力设备》2017年第15期
论文发表时间:2017/10/23
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