火电厂汽轮机积盐原因分析与处理

火电厂汽轮机积盐原因分析与处理

邱林位 李军

大唐华银金竹山火力发电分公司 湖南娄底 417500

【摘要】伴随着我国市场经济的持续性发展，电力行业推动者社会持续稳定发展。近些年我国电厂建设数量不断增多，其间接衍生出了许多的设备运行与维护管理等问题，其中最为常见的便是火电厂汽轮机积盐问题的发生。汽轮机积盐问题的发生会直接影响汽轮机运行效果，不仅会形成较高的能耗，同时还会导致汽水分离效果下降。对此，为了进一步提高火电厂综合运行效益，本文简要分析火电厂汽轮机积盐原因分析与处理，希望能够为相关教育工作者提供帮助。

【关键词】火电厂；汽轮机；积盐；原因及处理

0.引言

汽轮机主要是将蒸汽能量转化成为机械性旋转式能量，其核心共鞥呢在于通过电泳原理实现对多种风机、压缩机、螺旋桨以及泵设备的驱动促进作用，在电厂建设期间具备较高的应用价值。汽轮机的工作水平很大程度决定着其他多种设备的性能以及运行安全性，所以在运行期间的管理要求相对较高，安装标准要求相对较高。目前来看，汽轮机在运行过程中最为常见的问题便是积盐。对此，探讨火电厂汽轮机积盐原因分析与处理具备显著实践性价值。

1.火电厂汽轮机积盐原因

在锅炉给水标准合格的情况下锅内水处理的管理工作属于保障锅炉运行综合效果的关键，其属于预防过热器以及汽轮机內积盐、保障机组安全长周期运行的关键。对于火电厂而言，往往会采用中压蒸汽进行生产，并通过锅炉车间提供。但是在设备运行过程中会导致蒸汽品质遭受影响，此时便会导致被迫汽轮机转数与停车处理的问题，其中最为常见的原因便是积盐问题。汽轮机积盐问题会导致过热器内大量积盐，此时会间接增加爆管的风险^[1]。对此，及时明确蒸汽品质恶化的根本原因并采取行之有效的措施进行解决，促使蒸汽指标可以控制在合理范围内并保障系统安全、平稳运行显得非常重要。目前来看，汽轮机系统在运行过程中的问题以及相关危害属于管控重点，下面以某火电厂为例，探究汽轮机相关问题。

该火电厂应用了中压余热炉产汽当做是热源，在运行一段时间内出现汽轮机转数下降的表现，在运行2到3周时需要停机清洗，借助强化水质监测之后情况有所好转。但是在后续出现反复多次类似事件，通过对汽轮机停车解体检查工作，发现叶片存在严重积盐表现，借助对余热炉炉水和蒸汽品质的长时间监测，发现炉水的酸碱值和磷酸根的指数变化表突出，这也证明加药和排污表现存在不均匀表现。蒸汽的指标中钠含量基本上维持在100μg/kg以上。二氧化硅的含量基本上维持在80μg/lg以上。此时为了全面查询锅炉的蒸汽品质问题，水质化验相关人员对于除盐水和给水、动力锅炉、余热锅炉的炉水、蒸汽品质采取了全程行的监测，在生产期间对于积盐严重的汽轮机采用改进动力锅炉蒸汽，发现出盐水、水以及动力炉汽水品质方面存在不均匀表现，从实际情况判断，汽轮机积盐严重的问题是因为装置余热炉的产汽不合格所导致的。

导致汽轮机积盐问题的原因认为，胡初步判断是因为催化余热炉送出的中压蒸汽形成蒸汽污染，此时蒸汽当中硅酸钠等物质大量存在，从而影响汽轮机的正常运行。余热锅炉属于中压汽包锅炉，对2号机组汽包进行检查，其中一组汽水分离器脱落，分离器挡汽板约有20处脱落或缺失，汽包最高水位线高于汽包中心水位线上±100mm。汽包经常水位线在中心水位线下50mm处，表现情况如图1，其中污染的根本原因在于：1、余热锅炉运行工况对于蒸汽带水存在比较突出的影响，余热锅炉的汽包水位控制难度较高，存在较大的波动，此时在水位过高时会导致汽包上的汽空间高度下降，此时会间接性缩短水滴飞溅导致蒸汽引出管口的距离，导致自然分离表现遭受影响，从而导致自然分离失效，并形成蒸汽带水量增加的表现^[2]；2、余热锅炉负荷量不稳定。因为化工装置在运行过程中的负荷表现存在较大的改变，此时余热锅炉的负荷变化过于频繁，部分情况下会出现超负荷，在负荷与压力突变的情况下汽包会出现虚假水位的表现，汽包水位存在忽高忽低的表现，汽包分离的效果比较差，尤其是在过负荷运行期间，因为上升管蒸汽量怎股东表现，汽水混合物的动能会随之增长，导致因为机械装机、喷溅所引发的水滴量与动能异常增多，蒸汽运载水分的能量增大会导致汽空间高度下降，此时汽水分离问题会不断恶化。有资料研究认为，伴随着负荷量的不断提升，蒸汽湿分会不断提升，此时在达到临界负荷时，如果负荷压力持续提升此时会导致蒸汽湿分快速提升，此时余热锅炉运行负荷应当少于这一临界值。

图1

2.汽轮机积盐的过程

汽轮机积盐的形成过程中，杂质一般有两种形态，分别为蒸汽溶液与固态微粒状，前者主要是以硅酸与钠化合物为主，后者则是没有沉淀的固态钠盐与铁的氧化物。实际上，对于过热蒸汽的杂质大多数都是以蒸汽溶液为主，固态氧化物的容量相对比较少。汽轮机内部形成沉淀物的过程主要是由带有多种杂质过热蒸汽进入到汽轮机之后，因为压力与温度下降，导致钠化合物与硅酸在蒸汽当中的溶解度随着压力下降而下降，此时因为某种物质的溶解度下降并低于蒸汽含量时，此时该物质便会以固态析出并沉积在蒸汽同流方面

^[3]。另外，蒸汽当中部分微小的氢氧化钠浓缩液和部分固态微粒也可能会战俘在汽轮机的蒸汽同流环节，此时便会形成沉积物。

3.火电厂汽轮机积盐问题的处理方法

首先，对于火电厂汽轮机的积盐问题在发现后应当及时处理。如果汽轮机当中存在大量沉积物，此时应当及时清理并规避过多积累而导致汽轮机运行安全与经济性遭受影响。沉积在汽轮机当中的易溶性，其可以应用湿蒸汽的清洗方式去除掉积盐，汽轮机可以应用带负荷清洗结合空载运行清洗两种方式处理。沉积在汽轮机内部时，对于不溶于水的沉积物，需要在汽轮机进行大修时应用机械方式进行清理。例如，可以采用喷砂方式实现对汽轮机当中沉积物的清理，针对带有SIO2的中压汽轮机，可以应用转子吊出汽缸之后，放入到3%到5%NaOH溶液当中，借助蒸汽煮的方式处理再用水进行清洗处理。

其次，针对火电厂汽轮机积盐的问题，需要采取针对性的防治措施，如：1、针对中压预热炉需要严格根据中小型锅炉运行规程和火力发电厂水汽监督导则落实水质、运行参数的管理工作，严格落实执行工艺控制指标和水质的质量控制指标，务必保障给水水质的控制确保其在规定范围，从而达到减少锅炉水当中杂质含量，保障汽包中引出清洁与饱和蒸汽，预防后段污染问题；2、完善余热锅炉汽水分离系统与分级蒸发系统，落实彻底性的汽水分离。针对预热锅炉的旋风分离器安装尺寸应当合理调整，旋风分离器的入口管中心线需要在汽包的最高水位，促使筒内水位保持在进水管的边缘以下^[4]。旋风的底部应当适当伸入到水中，浸润的深度应当控制在200mm以下的水位线，预防蒸汽从下至上的窜出，保障汽水分离效果；3、完善锅炉连续排污系统。连续排污系统的安装应当维持在水位200mm以内，需要远离净段和盐段的水连通管道，强化连续排污以及定期排污的效果，保持正常水质，并以24小时作为间隔进行排污，对于水质异常时应当适当增加排污的频率与时间，整个排污过程需要严格根据规程标准进行操作；4、强化炉水加药的管理工作，在水质恶化的过程中需要强化排污率控制，强化换水质量并做好对炉水水质以及蒸汽品质的管理，在蒸汽品质合格之后才可以应用到用汽设备；5、严格控制运行指标并保障不同指标的波动维持稳定，尽可能减少或消除掉锅炉负荷以及负荷变化速度以及汽包液体位置等波动对于品质的影响。规避超负荷与低负荷和液位控制超标等因素所导致的汽水分离问题，确保蒸汽携带水分以及盐分得到有效控制，并确保用汽设备不会结垢；6、可以定期委托相关的科研部门针对相关设备进行论证，例如定期做好对余热炉的热化学试验判断，保障良好锅炉蒸汽品质，并按照试验的结果调整锅炉运行状况，确保负荷与负荷变化速度以及汽包水位不会超过试验的运输范围，保障蒸汽品质的合格率；7、注重汽轮机不同部位积盐问题的防控。以低压转子为例，在热网疏水回收到凝汽器后通过精处理仍然无法满足用水水质要求时，应当全部或部分排放，并在热网疏水母管氢电导率超过1μs/cm以及钠质量浓度超过35μg/L时，应当及时停止泄漏加热器并进行封堵处理。在供热之前应当做好对供热首站中所有热网加热器的查漏消缺处理，保障供暖期当中换热器设备可以正常运行，热网疏水水质应当满足基础要求。

4.结语

综上所述，火电厂汽轮机积盐问题相当严重，对于汽轮机的运行存在较高的影响与危害。对此，在火电厂汽轮机运行过程中需要注重全程检查工作，并基于汽包设计以及安装等问题，应用磷酸盐的处理尽可能提升蒸汽携带盐量控制水平，降低机组运行期间的经济风险，并应用机组检修消除锅炉汽包的缺陷问题，解决蒸汽质量问题，提高机组安全、经济运行效益。

【参考文献】

[1]陈浩，李鹏，滕维忠，等.火电厂供热机组汽轮机低压转子严重积盐，腐蚀原因分析及处理[J].热力发电，2019，048(008):135-138.

[2]周立杰.200MW机组汽轮机积盐和腐蚀原因分析与处理[J].吉林电力，2019，v.47;No.263(04):54-56.

[3]贾建婷，张晓斌.电厂化学汽水监督与炉水加药处理技术分析[J].城市周刊，2019，000(022):P.84-84.

[4]王有利.大型火电厂汽轮机轴承振大原因分析及处理措施[J].中国设备工程，2020，000(005):141-142.