600MW汽轮机叶片腐蚀检查及诊断.pdfVIP

5 第11 卷 (2009 年第 5 期)电 力安全技 术 Anquanshengchan 安 全 生 产 摘 要介绍了某厂 600 M W汽轮机首次大修中对叶片状况的检查情况，并进行了分析与诊断，总 结了低温氧腐蚀、 酸腐蚀、点腐蚀、 末级叶片的水滴磨蚀腐蚀、沉积物下腐蚀、叶片和围带被固体颗粒击打 等类型腐蚀和损伤的原因， 以及高温管道氧化皮生成和剥落的原因， 并从机理上进行了分析， 同时提出了应 对叶片腐蚀和损伤的防护方法。 关键词汽轮机叶片；腐蚀与损伤；腐蚀机理；防治措施 某厂600 M W亚临界机组是日本日立公司生产 的一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、双背压冲 动凝汽式汽轮机，型号为TC4F-40；共有42级，高 压转子9级，其中第1级为调速级，中压转子 5级， 低压转子 227级；中压缸采用高合缸结构；2 个低压缸均为双流反向布置。锅炉设计压力19. 71 M Pa，最大连续蒸发量为 2 008 t / h，额定蒸发量为 1757t / h，额定蒸汽温度541 。 该机组于2003- 06-09投产，2008年5，6月间 进行了首次 A级检修，期间该机组累计运行 39977 h，备用 1 197 h。 1汽轮机叶片检查情况 大修中对汽轮机高、中、低压转子叶片及隔板 腐蚀情况的检查结果如表 1，2，3，4 所示。 表 1 高压转子叶片腐蚀情况检查结果 检查部位检查结果检查结论 调速级叶片上有分布不均匀高温氧化皮脱落，在高温 表皮脱落的小点，深环境下，水分子与铁发生 约 0. 05 mm氧化反应 第 2级叶片弧背和弧面表皮高温氧化皮脱落，在高温 上有分布不均匀脱落环境下，水分子与铁发生 的小点，弧背比较严氧化反应 重，约占 3/ 2 第 3级共有 10个叶片靠近根高温氧化皮脱落后，又发 部处有约 1 cm 2起皮脱 生了垢下腐蚀 落 47 级检查未见腐蚀 89 级叶片围带外侧上切角部小坑 是蒸汽中携带的固体 位有小坑小颗粒击打所致 表 2 中压转子叶片腐蚀情况检查结果 检查部位检查结果检查结论 13 级叶片上有细小的表皮脱小坑 是蒸汽中携带的固 落现象，围带表面有麻体小颗粒击打所致。叶 点小坑，第级相对严 顶与围带接合处堆积的 韩志远，郭包生，郑永斌，潘晓波 （内蒙古大唐国际托克托发电有限公司，内蒙古 呼和浩特010206） 600 M W汽 轮 机 叶 片 腐 蚀 检 查 及 诊 断 重些，内侧有氧化铁紧铁垢来自于再热器剥落 密附着在叶顶与围带接的氧化铁 合处 第4 级检查未见腐蚀 第5 级轮盘上有分布不均匀的初凝水显酸性致使其发生 腐蚀斑，腐蚀面的表皮酸性腐蚀 脱落露出钢铁基体，呈 银灰色 表3低压转子叶片腐蚀情况检查结果 检查部位检查结果检查结论 第1 级检查未见腐蚀 23级叶片上有腐蚀小坑 ，围蒸汽变湿，腐蚀性离子在 带表面有麻点此处富集，使叶片腐蚀出 小坑 ，麻点是蒸汽中携带 的固体小颗粒击打所致 45级叶轮和轴外侧有腐蚀，初凝水显酸性，发生了酸 腐蚀表面呈红棕色性腐蚀，在空气中遇潮汽 后使腐蚀面金属产生浮锈 第6 级叶片背弧上有腐蚀点，汽轮机末级蒸汽湿度大对 靠近围带处腐蚀点密叶片造成腐蚀 集，程度轻微 第7 级整个叶片有腐蚀，程度汽轮机末级蒸汽湿度大对 轻微，表面呈浅橙色，叶片造成腐蚀 有浮锈、有水蚀现象， 叶片进汽侧背弧面上顶 端40 cm范围有冲刷现 象，叶片进汽侧背弧面 上顶端有锯齿状毛刺， 高约 24 mm 表 4隔板腐蚀检查结果 检查部位检查结果检查结论 A0 隔板隔板外圈内侧局部有酸蒸汽湿度大，富集二氧化 性腐蚀，对其进行水冲碳显酸性，对隔板造成酸 洗后产生浮锈，表面呈性腐蚀 黄色 低压缸隔隔板叶片顶部有明显的轮机末级蒸汽带水对隔板 板5水蚀痕迹造成冲蚀 1 1AA 第11 卷 (2009 年第5 期)电 力安全技 术 6 Anquanshengchan 安 全 生 产 2汽轮机通流部分腐蚀和损伤原因分析 2. 1低温氧腐蚀 汽轮机叶片在发生酸性腐蚀后露出银灰色钢铁 基体， 在水冲洗后与空气中的氧气发生氧腐蚀呈砖 红色。低温溶解氧腐蚀是一种电化学腐蚀，铁和氧 形成 2个电极，组成腐蚀原电池。在腐蚀电池中铁 电极的电位总是比氧电极的电位低， 所以铁是电池 的阳极，遭到腐蚀。其反应如下： Fe Fe2+2e 氧为阴极，发生还原反应 O 2+2H2O+4e 4OH - 钢铁发生氧腐蚀时， 常在其表面形成许多直径 130 m m不等的小型鼓包，鼓包表层颜色由黄褐 色到砖红色不等，次层是黑色粉末状腐蚀坑 陷。 2. 2酸腐蚀 蒸汽在汽轮机中的做功过程还伴随相变过程， 在低压缸有一部分凝结成水滴， 在最初凝结成的水 滴中，往往含盐量很高，具有较强的腐蚀性。 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，也就 是说，这些盐类和无机酸更倾向于溶解于液相中， 所以，汽轮机的初凝水不再是一般意义的凝结水， 而是名副其实的盐水。这样，初凝水中浓缩的盐类 和酸性物质如果没有被碱性物质中和， 则初凝水会 呈酸性，甚至成为较高浓度的酸液，只有在初凝水 被带到温度更低的区域才被稀释。在低温时，二氧 化碳的分配系数远大于氨的分配系数， 因此当水中 同时有二氧化碳和氨时，在热力系统汽、水发生相 变部位的水和汽中， 二氧化碳与氨含量的比值也会 改变。因此，在汽轮机尾部的湿蒸汽区域，氨大部 分存在于气相中，二氧化碳大部分存在于液相中， 即使给水中加入的氨量是足够的， 初凝水中的氨量 却明显不足。实际上，氨主要富集在凝汽器的空抽 区的凝结水中。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 -，SO， CO，HCO，CH3COO-，CuO 和 O2等，可发生各 种类型的腐蚀。 酸性腐蚀主要以盐酸腐蚀为代表。Cl - 进入水 汽循环系统主要有2 个途径，一是Cl - 是一价阴离 子，最容易穿过凝结水精处理进入水汽循环系统； 二是凝汽器泄漏，无论向锅炉里漏入何种氯化物 (，M，N)，在初凝水中都表现为。 腐蚀部位主要发生在低压缸的初凝区的动静叶片、 隔板以及排汽室缸壁等处。 受腐蚀部件的保护膜被 全面或局部破坏， 金属晶粒裸露， 表现为银灰色， 类 似酸洗后的表面。如果这些部位已经有垢的附着， 则会使垢呈酸性。这些垢类大都吸潮性很强，在机 组停运后由于有空气的进入， 通常仍会发生酸性腐 蚀，并使金属表面的颜色由银灰色变为铁锈红色。 2. 3点腐蚀 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 SO的盐是产生点腐 蚀的腐蚀介质。 在汽轮机的运行过程中由于负荷的 变化，初凝水区域会发生变化，部分初凝水可能被 蒸干，形成含盐量很高的盐水。如果该区域有黏附 性的垢附着，点腐蚀就会加剧。在停运期间，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，点腐蚀就会加剧。 2. 4末级叶片的水滴磨蚀 在汽轮机的低压缸中，有8 % 12 %的蒸汽凝 结成水。由于无机酸、无机酸盐的汽、水分配系数 非常小，非常倾向进入初凝水中，所以在蒸汽从汽 轮机排出前， 蒸汽中的这些杂质几乎完全附集到液 滴中。而氨的汽水分配系数较大，几乎全留在蒸汽 中。甲酸、乙酸虽然不像无机酸那样汽、水分配系 数非常小，但也小于 1，溶入水分中的量也要比留 在蒸汽中的量多。这样，液滴中有较高的杂质浓度 和较低的 pH值。由于蒸汽流过汽轮机的流速可达 到 300 m / s 以上，含有盐分、低 pH值的水滴流过 汽轮机的低压缸时会对末级叶片产生严重的冲击、 磨损腐蚀。 2. 5沉积物下腐蚀 蒸汽在做功的过程中，其压力温度逐渐降低， 杂质在蒸汽中的溶解度也随之降低。 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。 在汽轮机的高压缸中，蒸汽没有发生相变，始 终是干蒸汽。铁、铜、磷酸盐和硫酸盐等杂质即使 发生了沉积， 这些杂质在高温干燥的蒸汽中也不会 对金属材料产生电化学腐蚀。相对高压缸材料而 言，这些杂质腐蚀性很弱，不会对金属产生一般化 学腐蚀问题， 所以高压缸部件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 着的垢的吸潮性，将会发生电化学腐蚀，其腐蚀的 1 CaCl 2 gCl 2 H 4Cl H Cl 第11 卷 (2009 年第 5 期)电 力安全技 术 Anquanshengchan 安 全 生 产 严重程度与垢的成分有关。 在汽轮机的中压缸中，蒸汽没有发生相变，始 终是干蒸汽。中压缸容易沉积硅、铁和铜垢等，在 高温干燥的蒸汽中也不会对金属材料产生腐蚀。 机 组在停运期间，由于垢的吸潮性，可能发生电化学 腐蚀，其腐蚀的严重程度与垢的成分有关。在大多 数汽轮机的停用期间，中压缸的腐蚀都比较轻。 在汽轮机低压缸中通常不发生垢的沉积， 或偶 有沉积，由于机组负荷的波动，容易被湿蒸汽冲洗 掉。 但是， 由于凝汽器泄漏， 凝结水处理不正常， 低 压缸也可能结钙、镁水垢。这些水垢通常结在低压 缸倒数第4级叶片以前， 因为倒数第4级叶片以后， 蒸汽的湿度较大，有时液滴的pH较低，所以垢常 被水洗或“酸洗”除去。 2. 6叶片和围带遭固体颗粒击打 蒸汽中的杂质，一类是蒸汽中的可溶物质，包 括盐类、酸或碱；另一类是不可溶物质，即由蒸汽 带进汽轮机内的固体微粒(主要是剥落的氧化铁) 。 在机组启动过程中， 由于加热升温时金属温度的剧 烈变化，使过热器、再热器和主蒸汽管内壁上铁的 氧化物剥落下来，有些崩碎成为小颗粒，被高速蒸 汽流吹走而进入汽轮机，对通流部件造成损伤。 3锅炉高温管道氧化皮的生成和剥落 纯净的水蒸汽在低温下是稳定和惰性的， 但在 400以上则具有强氧化性，在超过 500 条件下 开始分解成氧和氢。 对钢铁而言， 水蒸汽在500 700是最强的氧化剂，在 500 以上，钢铁和水 蒸汽反应，生成氧化层，反应方程式如下： 3Fe 4H 2O(g) Fe3O4 4H 2 在 570 以上，氧化层中增加FeO相，材料氧 化的速度逐渐加快。当氧化层达到一定的厚度，就 会在运行条件变化时， 由于奥氏体不锈钢材料与氧 化皮热胀特性的巨大差异而使氧化皮断裂和剥离。 4防止汽轮机腐蚀和颗粒损伤的对策 4. 1 防止汽轮机的腐蚀 重要的是保证蒸汽纯度， 但由于该机组汽包汽 水分离效果差，导致蒸汽钠含量偏大和超标，致使 汽轮机转子严重积盐。 此外， 还有以下几点需注意 ： (1) 锅炉补给水处理系统的选择， 不仅要考虑 水中盐类、硅化合物的含量，还应在系统中设计除 去有机物的装置，以除去有机物和各种胶态杂质； ( 2) 热力设备化学清洗时， 应注意避免汽轮机 受污染，需采取可靠的隔离汽轮机的措施； ( 3) 提高汽轮机内最初凝结水滴的 pH值。 4. 2防止固体颗粒损伤 根本性的措施是减少锅炉再热器、 过热器管及 主蒸汽管道上氧化物的生成与剥落。 主要措施包括 以下几个方面。 4. 2. 1做好锅炉高温管材的技术监督 锅炉高温管道采用抗氧化性能好的钢， 这可以 减少蒸汽中固体颗粒的产生。 材料的高温强度性能 通过许用应力和许用温度表示， 以保证在高强度的 情况下，可以耐受更高的温度；比如TP304，TP347 的高温强度性能优于 T91和 12Cr 1M oV 。碳钢和低 合金钢与其管内氧化皮的膨胀系数很接近， 但奥氏 体不锈钢的膨胀系数比其管内氧化皮(尤其是Fe3O 4) 的膨胀系数大得多， 在温度大幅变化时会产生巨大 的内应力，导致氧化皮龟裂和剥离。实践证明， TP304，TP347 管内氧化皮的稳定性不如T91。相 关专业应做好各自的技术监督工作。 ( 1) 金属和锅炉专业：摸清锅炉受热面不锈钢 材料的使用情况，共同研讨制定正确的壁温定值， 并加强定值管理，制定全过程监督管理制度，加强 全过程监督，防止超温现象。 ( 2) 热工专业： 确保壁温测点设计完整、 合理， 安装正确，测量指示准确。 ( 3) 化学专业：加强化学监督，确保水冷壁和 受热面内表面清洁稳定， 以保证良好的汽温特性和 壁温水平。 4. 2. 2机组使用中的注意事项 4. 2. 2. 1机组启动 (1) 严格按照机组运行规程规定进行锅炉上水。 ( 2) 加强机组启动前的冷、 热态水冲洗。 ( 3) 严格按照锅炉启动曲线进行升温升压， 控 制锅炉升负荷速率，减少热冲击。 ( 4) 严格通过控制燃水比控制负荷和汽温， 合 理使用减温水。 (5) 启动过程中加强受热面金属管壁温度的监 视， 控制金属壁温均匀上升。 发现管壁温度异常时， 稳定燃烧工况运行，停止升温升压。 (6) 机组启动和并网带负荷过程中受热面金属 管壁温度出现报警， 通过稳定燃烧工况运行无法消 除异常时， 降低燃料量或机组负荷消除金属管壁温 度报警；若还是无法消除报警且存在上升趋势时， 17 第11 卷 (2009 年第5 期)电 力安全技 术 摘 要近年来，发生了多起因为雷击导致 DCS 故障的事件，雷电对 D CS 的损害主要通过直击雷和 雷电电磁脉冲的冲击干扰，造成对电子设备的损坏。DCS 防雷手段主要是通过防雷接地、加强控制室和控 制设备的屏蔽和安装电涌保护器来实现。 关键词雷击；分散控制系统；屏蔽；等电位联结；接地；防浪涌 近 10 年来，随着 DCS 在火电厂的普及，雷电 侵害造成DCS 故障、机组停运的事例逐渐增多， DCS 的防雷也引起了关注。但 DCS 的防雷措施目 前国内还没有一个统一的标准，因此，如何从热工 控制设备的选型、 设计和维护方面采取防雷击措施 是需要考虑的一个问题。 雷电侵害 DCS 的事例多发生在沿海气候潮湿 地区和内陆比较空旷的厂区。从国内 D CS受雷击的 案例分析，雷击对控制设备和D CS的损害主要表现 在以下几个方面： (1) 就地测量元件损坏导致测量信号跳变， 使 保护误动作； (2) D CS输入通道和 I/ O模件损坏导致保护误 张秋生 （北京国华电力技术研究中心，北京100601） 动作； (3) 遭受雷击时强烈的电磁干扰使控制器内 EPROM程序丢失； ( 4) 雷电引起的电磁脉冲使 U PS模板损坏，影 响控制系统供电； ( 5) 信息系统交换机、 网络接口卡和通讯系统 损坏； ( 6) 由于网络传输数据中断造成相关DCS数据 传输故障。 1雷电入侵DCS的途径 雷电的表现形式主要有2种。 一种是直击雷， 是 指带电云层与大地上某点之间发生迅猛的放电现 DCS