300MW汽轮机低压转子叶片腐蚀原因分析及对策

第38卷第7期2016年7月华电技术HuadianTechnologyVol.38No.7Jul.2016300MW汽轮机低压转子叶片腐蚀原因分析及对策高强生1赵苏平2(1.浙江浙能技术研究院有限公司，杭州310003;2.浙江浙能嘉华发电有限公司，浙江嘉兴314201)摘要:在目前国内高参数火力发电机组汽水指标控制均良好的情况下，对某电厂300MW机组低压转子腐蚀原因进行分析，从机组水汽控制指标、机组真空度、初凝区、停炉保护、材质等方面阐述了造成低压转子叶片腐蚀的原因，并提出相应的防范措施，确保机组安全、经济运行。关键词:汽轮机叶片;氧腐蚀;初凝区;氯离子;点蚀;氢电导率中图分类号:TK478文献标志码：B文章编号：1674-1951(2016)07-0043-041机组概述某电厂汽轮机组为上海汽轮机厂生产的300MW亚临界、中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，属于反动式汽轮机，与1025t/h亚临界、中间再热、控制循环汽包炉及300MW水氢氢冷发电机配套。该汽轮机组于2012年大修中进行了通流改造，汽轮机扩容至330MW，高压转子增加2级叶片，中压转子增加1级叶片。该机组设置2台凝结水精处理混床，单台混床正常处理量为450m3/h，混床运行方式为氨化运行，制水周期长。给水处理采用氧化性全挥发处理方式，即AVT(O)方式，炉水加质量比为13的NaOH+Na3P〇4混合液。2腐蚀情况在2015年该机组B修检查中发现，低压转子第3〜5级叶片及低压缸隔板存在严重腐蚀现象，腐蚀呈斑块状，深黄色铁锈，锈蚀痕迹布满整个隔板，尤其第3级叶片腐蚀物垢下存在腐蚀坑，检查第3级叶片PH值为8，腐蚀情况如图1所示。3大修后水汽质量情况该机组在AVT(0)工况下运行，控制给水pH值为9.2〜9.6,给水溶氧质量浓度7pg/L。炉水中SK〇质量浓度200呢/L，过热蒸汽SK〇质量浓度20^g/L，凝结水精处理实行氨化运行。从大修以来机组的水汽品质统计及炉内查定数据看，凝结水氢电导率为0•06〜0.40i^S/cm，炉水中Cl-质量浓度为0.9〜555.00呢/L，炉水中SK〇质量收稿日期：016-02-19;修回日期:2016-07-04a叶片表面腐蚀物图1低压转子A侧第3级叶片腐蚀情况浓度为2.13〜372.49网/L。4机组垢样检测结果及分析对该机组汽轮机低压转子叶片腐蚀垢样进行分析，结果见图2,从分析报告中可看出，Fe2〇3的质量分数为14.4%，/(以/〇2计）的质量分数为81.26%，其他阴离子及杂质含量均较小。Fe〇3可认为是主要的腐蚀产物，/可认为是从蒸汽携带而来并在汽轮机沉积的结果。过热蒸汽溶解/〇2的能力很强，蒸汽中携带的b腐蚀物刮除后现腐蚀坑•44•华电技术第38卷时间图32014年7—12月炉水中Si02质量浓度查定情况5腐蚀特征判断及腐蚀成因分析叶片的腐蚀形态呈斑块状，深黄色铁镑，腐蚀物垢下存在腐蚀坑，从以上腐蚀特征分析，认为具有点蚀和氧腐蚀共同作用的特征。5.1点蚀特征钢的点蚀特征是在金属表面部分地区出现纵深发展的腐蚀小孔，其余地区不腐蚀或腐蚀轻微。点蚀产生的原理为：当介质中含有某些活性阴离子，如cr时，这些活性阴离子首先被吸附在金属表面某些点上，从而使金属表面钝化膜发生破坏，一旦这层钝化膜被破坏又缺乏自钝化能力时，露出的基体金属呈活化状态，而钝化膜处仍为钝态，这样就形成了活性-钝性腐蚀电池，由于阳极面积比阴极面积小得多，阳极电流密度很大，所以腐蚀往深处发展，金属表面很快就被腐蚀成小孔。从炉水查定的数据看（如图4所示），该机组2014年7—12月cr质量浓度有偏大甚至超标的现象。cr在初凝区富集，使初凝水中富含cr。另外，从凝结水查定数据看，凝结水混床出口cr质量浓度也有偏大现象，该机组精处理混床出水cr质量浓度最高时超过88.25^g/L(2015-01-19)。600r0.52%0.56%0.69%\/,0.64%14.4%81.26%图2机组汽轮机叶片垢样检测结果S会在过热器中溶于蒸汽，并随着蒸汽在汽轮机中膨胀，压力和蒸汽过热度均随之下降，使Si达到饱和，并在汽轮机叶片表面上沉积，使汽轮机叶片腐蚀物中出现Si质量分数较高的现象。从电厂查定的数据看（如图3所示），该机组2014年7—12月相当长一段时间内，炉水中SK0的质量浓度偏大。时间图42014年7—12月机组炉水cr质量浓度查定情况5.2氧腐蚀特征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，鼓包表面颜色为黄褐色或砖红色，表层下的腐蚀产物为黑色粉末状，刮除腐蚀产物后可见金属表面上的腐蚀坑。这些特征都在本次腐蚀叶片上呈现，故认为该腐蚀特征为氧腐蚀。氧腐蚀产生的原理:金属壁的FeO保护膜因水质恶化和热力等原因部分被破坏，露出基体，钢表面的水和保护膜表面之间形成局部电池，Fe从阳极析出，由于在腐蚀产物膜下形成缺氧的活化阳极区和外部富氧阴极区，构成了充气不同的电池，形成电化学腐蚀，导致腐蚀产物下产生蚀坑。5.3腐蚀原因分析蒸汽在初凝区凝结而形成初凝水，酸性气体、盐酸、有机酸（如乙酸、甲酸等）等物质溶解于初凝水，降低初凝水滴的pH值，部分液滴作用于叶片表面，使叶片表面氧化膜破坏，露出的基体金属呈活化状态，钝化膜处仍为钝态，形成活性-钝性腐蚀电池，金属表面就被腐蚀成小孔。而在机组停运阶段，由于停机保护的缺失以及大量〇2的进人，汽轮机叶片暴露在湿空气中，在氧化膜已破坏的表面，金属基体与〇2发生反应，当金属表面产生沉淀物后形成闭塞区，导致pH值进一步降低，腐蚀产物膜下缺氧阳极区和外部富氧阴极区形成了氧浓差腐蚀电池，从而使腐蚀进一步发展，对叶片造成损害。6造成汽轮机叶片腐蚀的原因6.1材质因素低压转子1〜5级叶片材质都为icrl2M〇,6,7级材质不同。l&12M〇是一种耐热合金钢，但不耐腐蚀，应用于腐蚀性较弱场合。炉水Si02测量值—■一炉水Si02在线表值oooooo05050532211(一丨一•bcd.v^^^^o'JS0'00'0'054321(I丨一•$)/埘滋_鹎丨G第7期高强生，等:300MW汽轮机低压转子叶片腐蚀原因分析及对策•45•6.2初凝区的影响低压缸初凝区是容易产生腐蚀的区域，厂家提供的资料显示初凝区在低压第6级叶片，此区域也是干、湿蒸汽转换区，由于蒸汽在此区域凝结而形成初凝水，蒸汽中的杂质在汽液两相重新分配，由于NH3的分配系数在10以上，主要分配在汽相，而酸性气体、HC1及有机酸（如乙酸、甲酸等）等物质的分配系数均小于1，主要分配在液相，因此造成初凝水滴的pH值低m，使此处金属表面处于活化状态，发生阳极溶解反应。当金属表面产生沉淀物后形成闭塞区，导致pH值进一步降低，产生氧浓差腐蚀电池，从而使腐蚀进一步发展。从叶片腐蚀物下的蚀坑可以看出，该腐蚀具有明显的C1_点蚀特征，故C1_的腐蚀作用是最主要原因。该机组自2012年高、中压缸通流改造后，由于高压缸效率提高，再热器出口汽温及压力下降较多(最高达20°C左右），此温度有可能导致初凝区前移，这也是该机组在低压缸第3级叶片发生腐蚀的原因。6.3真空度的影响该机组凝汽器真空严密性差，真空严密性试验合格率低，表明真空系统存在泄漏点，使空气中〇2及C〇2漏入，导致腐蚀加剧。资料显示，当pH值4时，阴极反应主要是以吸氧反应为主，提高溶解氧质量浓度往往会使碳钢的腐蚀速度大大加快[3]，在其他条件相同的情况下，溶解氧质量浓度从小于10^g/L提高到6mg/L，碳钢在H2S〇4,HC1和CH3COOH中的腐蚀速度要分别增大70~85倍、12~25倍和6~8倍，因此，溶解氧质量浓度对碳钢的腐蚀有举足轻重的影响。6.4停炉保护的影响停机次数多、时间长助长了腐蚀速度。如今用电负荷低，统计显示2014年9月到2015年9月，该机组停机5次，共94d，调度对停机时间无法准确预测，导致停炉时未采取保护措施，停机期间缸体内湿度过大，叶片凝聚水滴，产生腐蚀。7防范措施7.1加药在炉水中添加少量的NaOH，一方面可以提高炉水pH值，另一方面可以降低NH的用量。OH_的吸附作用使金属保持钝化状态，提高SO〗-和C1在炉水中的允许质量浓度，即提高炉管氧化膜抗SO4-和C1-的侵蚀能力，从而降低锅炉的排污率，同时可以减少因NH在低压缸初凝区分配系数大而使初凝水呈现酸性的影响。另外，炉水中硅化物的形态决定于炉水的pH值，在炉水中，H2Si〇3与硅酸盐之间处于水解平衡状态，提高炉水的pH值后，平衡将向生成硅酸盐的方向移动，使炉水中的H2Si〇3减少，因此，饱和蒸汽中H2Si〇3的溶解量也随之减少，可以减少Si在汽轮机叶片上的沉积[2]。所以炉水中应提高NaOH的加药比例，控制炉水pH值在较高水平。7.2停炉保护不管调度要求停机多长时间，为保险起见，一律在停炉前加十八胺保护。建议采用干风吹干法、热风吹干法等防锈蚀保护法加强对汽轮机的保护。7.3锅炉排污该机组正常运行时，当炉水电导率8^S/cm时微开连排控制，但定排一直关闭，锅炉没有底部排污，杂质浓缩会造成炉管结垢加速。故建议在机组低负荷时加强锅炉排污。7.4加强启动时水质控制加强机组启动时水质监控，尤其是在进行炉管冲洗后，应加强换水，加强水质监控，确保水质满足条件后才能回收。同时应加强凝结水、除氧水的溶氧质量浓度及精处理中C1-质量浓度的控制，提高合格率。7.5汽包水位控制在对汽包的检查中发现汽包水位线不明显，水位偏高。应控制好汽包水位，减少水位的波动以降低蒸汽携带，降低汽轮机叶片的结垢和积盐。7.6再热汽温的控制增强再热器出口蒸汽温度及压力控制，稳定再热器出口汽温，防止出现初凝区提前的情况。7.7更改凝结水精处理混床运行方式该机组凝结水精处理混床只有2台，没有备用，建议增设1台精处理混床，采用2用1备的方式实现凝结水全流量处理。目前精处理混床采用氨化运行方式，运行周期长，虽然有明显优点，可大大降低运行成本，但也存在一些缺点:对进水水质的波动适应性差，尤其在凝汽器钛管泄漏情况下抵御风险能力差，机组运行存在安全隐患;树脂交换Na+能力显著降低;除Si能力差。运行中虽然已经注意控制氢电导率和C1-质量浓度等水质指标，但机组水质查定报告中仍存在氢电导率及C1，Na+质量浓度高于标准要求的情况，故建议增设1台凝结水精处理混床并将运行方式改为氢型运行。7.8定期进行过热蒸汽C1质量浓度查定该机组凝结水精处理混床运行方式为氨化运行，后期其出水C1-质量浓度较高，通过查定其出水阴离子质量浓度数据可知，混床出水C1质量浓度•46•华电技术第38卷最高时超过88.25^g/L(2015-01-19)，最低为0;炉水C1—质量浓度最高达555网/L(2014-07-22)，最低为18^g/L。混床出水Cl-质量浓度高，会在后续炉水中引起浓缩，并带往蒸汽系统，在初凝区聚集，使pH值降低，导致金属基体发生酸性腐蚀。电厂没有进行过热蒸汽的阴离子质量浓度查定，建议定期开展查定。7.9对胶体Si的查定由于胶体Si粒径较小，为1~1000nm，接近离子直径（1nm)，处理系统中的过滤装置对其不能完全去除。在化水制水过程中，离子交换树脂只能去除水中的可溶性离子，如可溶性硅酸盐及其他可溶性盐类，但胶体Si—般由单分子的HSi〇4聚合而成，在水中比较稳定，离子交换树脂无法与其进行离子交换将其去除。虽然含胶体Si的水通过离子交换系统时，胶体S含量会有所降低，但这只是通过树脂的机械过滤及吸附作用将其部分去除，大部分仍比较顺利地通过阳床、阴床和混床，这部分胶体Si无法被Si表测出而进入给水系统，水中胶体Si含量太高，进入汽包内转化为游离Si。故建议查定给水的全Si游离Si、胶体Si的质量浓度。7.10提高凝汽器真空度统计数据显示，该机组真空严密性试验长期不合格，应加强真空系统查漏，提高机组真空严密性，防止汽轮机氧腐蚀，同时对提高整个汽轮机组的热经济性也有好处。7.11增设炉水取样氢电导率表增设氢电导率表，可直观地观测、分析炉水中杂质阴离子总量，阴离子质量浓度越高，氢电导率越高，对热力设备的腐蚀和危害