超临界机组汽轮机结垢腐蚀原因分析
超临界机组汽轮机结垢腐蚀原因分析
摘要：本文通过某厂汽轮机由于汽轮机组大面积结垢导致的汽轮机组调节级压力逐渐升高的故障分析过程，通过对汽轮机结垢成分以及运行汽水品质的全面查定，对机组运行管理及机组停炉保护等问题提出整改建议。
关键词：超临界 汽轮机 结垢 汽水品质
1 前沿
某厂2号机组锅炉为东方锅炉厂生产的DG2102/25.4Ⅱ9型超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉。汽轮机为上海电气集团生产的N660-24.2/566/566型一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机。机组于2013年10月通过168小时试运行后正式商业运行。
该厂主要水源为城市污水厂处理后中水（地表水作为紧急备用水源），通过污水处理站(曝气生物滤池+反硝化滤池)处理后进入电厂，后续流程如下：
来水 机械加速澄清池 变孔隙滤池 循环水
锅炉补给水 过滤器 机加澄清 池循环水排污水
循环水排污水经过预处理后进入锅炉补给水系统，通过超滤+一级反渗透+二级反渗透+混床处理后为机组提供合格除盐水。
给水采用AVT(R)水工况，给水加氨和联氨，机组给水电导率控制在5μS/cm左右（对应的理论pH值为9.27）。联氨控制20~25μg/L。
停炉保护方法采用传统的“氨、联氨钝化烘干法”，要求停炉前2h，无铜系统加氨提高给水pH值至9.4~10.0，联氨浓度加大到0.5mg/L~500mg/L，热炉放水，余热烘干。
2 汽轮机检查情况
2.1 高压缸
高压缸从调速级起，整体呈锈红色并颜色逐级加深。调速级固体颗粒冲蚀现象不明显。迎汽侧叶片第8~11级表面有疏松锈红色沉积物，其中第10级叶片最多，第11级叶片为局部分布。背汽侧调速级及第1级叶片表面沉积物不明显，第2~11级叶片表面有明显沉积物，其中8、9级叶片最多。
2.2 中压缸
中压缸迎汽侧叶片整体呈钢灰色，背汽侧第1~3级呈钢灰色，4~8级呈锈红色。迎汽侧叶片无明显沉积物，1~7级叶片表面有不同程度的氧化皮剥落现象。背汽侧第4~8级叶片表面有明显沉积物并逐级增多。
2.3 低压缸
低压缸迎汽侧叶片第1级表面固体颗粒冲蚀现象较为明显，第2~4级叶片表面有停运锈斑，其中第2~3级叶片表面锈斑下有点蚀坑，第5级叶片表面有锈红色沉积物，末级叶片水蚀现象不明显。背汽侧第1~2级有极少沉积物，第3~4级表面有停运锈斑，其中第4级较为严重，第5~6级叶片表面有沉积物，其中第5级较多。
2.4 高压缸隔板
高压缸隔板整体呈锈红色，表面有较明显沉积物附着，沉积物为锈红色，局部为白色。
3 汽轮机存在问题分析 3.1 高、中压缸结垢问题分析
根据超临界机组运行和分析经验，高中压缸垢样主要为铁的化合物，主要的杂质成分在汽轮机的沉积分布规律见图1。因此随着机组运行年限的增加，叶片表面产生沉积物是必然的结果，但可以通过对叶片表面的沉积速率进行计算，而对结垢作出评价。
图3汽轮机典型沉积物分布图
从图1中可以看到，铁的化合物的主要分布区域为高、中压缸，也与此次检查结果一致。
化验分析高压缸第9级叶片结垢速率为3.44mg/(cm2﹒a)，属于二类。
对机组高压缸效率及调节级压力参数进行检查，发现2号机组自投产后，机组的调节级压力始终在缓慢上升。机组各监视段压力也超过了设计值。使用DCS测点作为检查手段，通过2014年以来的机组热力试验的结果，分析得出机组的高压缸效率持续降低。具体数据见下表。
调节级压力 Mpa 16.50 18.14 19.47
可以看到，2号机组自投产以来，调节级压力呈现持续上涨的趋势，说明2号机组汽轮机结垢现象的发生延续机组运行整个过程。
分析造成汽轮机动叶及隔板表面沉积物较为明显的原因为以下几点。
精处理系统运行状况。2号机组在投产以来，精处理前置过滤器一直采用启动滤元运行，启动滤元滤径为10μm，滤元孔径大，过滤效果相对正式滤元效果较差。同时由于化学专业人员缺乏超临界机组设备运行管理经验，导致精处理混床一直氨化运行，而氨化混床的除盐和除铁效率较低，无法满足超临界机组水汽品质控制要求，2015年中改为电导率控制，采用氢型混床运行。
给水水工况的影响。电厂给水处理设计为加联氨的AVT(R)工况，相比AVT(O)(给水只加氨)和OT(给水加氧)工况，此工况下给水系统的腐蚀速度最大，电厂于2014年11月停加联胺，给水采用只加氨水的AVT(O)工况。但AVT(O)并不能完全抑制给水系统的腐蚀现象，只能在一定程度上抑制。机组系统压力变化情况见下表。
日常水汽品质影响。该厂给水和蒸汽中的铁含量指标经常达到标准值上限，图2为2014年7~9月给水和蒸汽中铁含量变化图。
图2机组7月~9月水汽系统铁含量
从上图中看到两台机组水汽中铁含量都较高，平均值达到4.2μg/L，接近5.0μg/L的控制值上限，高于期望值的数据占93.48%。水汽中铁含量过高意味着热力设备处于发生结垢危害的高风险水平。
电厂日常送样结果显示水汽中腐蚀性阴离子及铁含量较高，检测结果见下表。
显示电厂水汽样中腐蚀性阴离子及铁含量较大。其中阴离子含量大与精处理混床运行控制有关，树脂再生度低或精处理运行终点控制不当都会造成水汽中阴离子含量大。而铁含量较大，与精处理除铁效率、给水系统腐蚀及水汽系统清洁程度有关。
4 机组运行管理及其他问题分析 （1）运行人员、专业技术人员对指标的异常变化不敏感，汽轮机调节级压力持续上升，最大值达到甚至超过19.8MPa的控制值，但电厂人员未及时进行分析，采取措施。
（2）从前置过滤器解体检查发现，化学运行日常管理不力，定期工作执行不到位，有随意更改定期清洗周期现象，不以实际水质情况进行有效定期清洗工作，造成前置过滤器污堵。
（3）化学炉内加药系统目前仍然采用人工就地手动调整的方式，连画面点操都无法实现，造成给水pH波动较大，不能实现线性运行，进而影响整个热力系统的水汽品质；
（4）化学凝结水处理系统的高速混床树脂再生和除盐的混床再生，均由化学运行岗位交接班顺延进行，存在再生操作的不连续性，树脂的清洗、再生情况受人为因素影响较大，进而影响树脂的再生度，运行周期和制水量，条件允许情况下，建议实现专职负责，能有效提高树脂的使用寿命；
（5）循环冷却水使用中水，结合本次2号机组汽轮机积盐现象，希望提高对水质监督的认识，中水组成结构更复杂，来水水质难控制，应加强循环水水质监督，开展循环水动态模拟实验，对循环水水质控制方式进行调整，防止结垢事故再次发生。
5 结论及要求
（1）机组汽轮机结垢速率为3.44mg/(cm2﹒a)，属于二类。机组调节级压力呈现持续上涨的趋势，说明机组汽轮机结垢现象的发生持续机组运行整个过程。
（2）造成汽轮机结垢的主要原因为机组启动期间水汽品质较差、精处理前置过滤器反洗频率较长、精处理混床运行不正常、给水水工况不佳、机组停备用期间防锈蚀保护工作不到位及化学技术人员缺乏超临界机组运行经验，水汽品质控制不佳。
（3）加强各专业及相关人员技能操作培训，提高自身水平，了解超临界机组运行特性，能够及时发现和处理机组运行过程中产生的问题，避免问题的持续恶化。
（4）炉内加药仍然采用手动模式，化学在线仪表参数没有引进厂SIS系统等问题应尽快解决。
（5）超临界机组在运行中严密监视调节级压力的变化情况，以期及早发现，及时采取措施
（6）对汽轮机进行机械喷丸除垢，以彻底清除喷嘴、叶片上面的结垢，恢复汽轮机正常通流面积。
火力发电厂凝汽器铜管的腐蚀和节能措施
火力发电厂凝汽器铜管的腐蚀与节能措施１５
火力发电厂凝汽器铜管
的腐蚀与节能措施
张大全吴一平周国定
（上海电力学院环境工程系，国家电力公司热力设备腐蚀与防护重点实验室）
摘要讨论了火力发电厂凝汽器铜合金管应用中的腐蚀问题，分析了做好停运
保护、加强水质控制和处理、进行凝汽器铜管的清洁处理、硫酸亚铁成膜等减少铜管腐蚀的解决办法。介绍了凝汽器铜管的节能技术发展和强化传热技术的应用，对
电厂凝汽器铜管的应用前景进行了展望。关键词凝汽器铜管腐蚀节能
１前言
铜合金材料具有良好的导电、导热性和机械性能，一定的抗腐蚀性能，且易于与管板连
接，所以一直是我国发电厂凝汽器、冷油器、低压加热器、除氧器等热交换器的首选管材…。铜合金材料在电厂冷凝器上的使用，曾带来了显著的经济效益，对确保电厂的水汽
循环、电力生产的安全经济运行，发挥了重要的作用悼’３Ｊ。由于地域及地理环境的影响，电
厂用于冷凝器的冷却水水质不同，如湖泊水、河流水、地下水、自来水等。近年来随着环境
水质的恶化，使得凝汽器铜管的腐蚀问题日益突出，加上国际铜价的不断上涨，电厂凝汽器的铜制管材有逐渐被不锈钢材料取代的趋势。本文总结归纳了火力发电厂凝汽器铜管腐蚀形
态和主要原因，探讨凝汽器铜管的运行维护措施，以及凝汽器节能降耗方面的技术发展。
２凝汽器铜管失效的主要原因
凝汽器是热力发电机组中重要的辅助设备。凝汽器的腐蚀泄漏严重影响机组的水汽品
质，威胁到机组的安全经济运行。火力发电厂凝汽器的铜合金管材主要为黄铜管和白铜管，新设计的凝汽器一般在主冷凝区使用加砷的ＨＳｎＴ０—１、ＨＡｌ７７。２、ＨＳｎ７０—１Ｂ管，空抽区
采用ＢＦｅ３０—１一ｌ（Ｂ３０）及ＢＦｅｌ０—１—１（Ｂ１０）铜管以及１Ｃｒｌ８Ｎｉ９Ｔｉ等不锈钢管。凝汽器铜管的腐蚀有多种形式，例如：溃疡腐蚀、脱锌腐蚀、冲击性腐蚀、疲劳腐蚀、点蚀、微
生物腐蚀、应力腐蚀、垢下腐蚀等，这些都是从不同的方面对腐蚀进行描述。凝汽器铜管的
腐蚀又可以分为蒸汽侧的腐蚀和冷却水侧的腐蚀。蒸汽侧的腐蚀主要包括冲刷腐蚀、振动损
发电厂超临界汽轮机通流间隙的调整
发电厂超临界汽轮机通流间隙的调整
摘要：汽轮机汽封径向通流间隙的测量调整是整个汽轮机检修过程的核心，以国内某电厂超临界机组汽轮机高中压缸汽封径向通流间隙的测量调整为例，采用压铅丝法测量方法和半实缸结合模拟全实缸状态调整方案，结合现场检修过程中的实际情况和问题，对常规调整方案和工艺进行改进和优化，在保证机组检修质量的前提下，大幅缩短检修工期，有效提高了检修工作的质量和效率。
关键词：发电厂超临界；汽轮机通流间隙；
前言：汽轮机通流部分经济性, 存在着各种多变的影响因素, 例如汽封间隙改变、通流部分叶片表面结垢、叶片叶型受损、叶片表面粗糙度增大等。但现场工作中, 由于缺少一种实用的方法或工具对影响汽轮机通流部分经济性的各项因素进行定量分析和计算, 造成汽轮机大修中无法确定检修重点和主要控制目标。
一、影响发电厂超临界汽轮机通流效率因素的作用机理分析
1.蒸汽泄漏偏离设计状态。汽轮机内部各种位置汽封及缸内的泄漏均属于这种类型。蒸汽泄漏偏离设计, 直接造成部分蒸汽无法在级内正常做功, 从而影响汽轮机效率。
2.表面粗糙度增加造成额外的磨擦损失。例如, 在高压缸内, 通流级相比中、低压缸而言在更高的雷诺数下运行, 雷诺数越高, 边界层厚度越薄, 则表面粗糙物更易于穿越层流区, 产生额外的磨擦损失。
3.固体颗粒侵蚀的作用机理。固体颗粒侵蚀可直接造成汽轮机通流效率的降低及运行成本增加, 其主要原因如下: 动叶进口汽流角度处在非设计状态，动叶及静叶的型线损失静叶片上的汽流分离，颗粒物造成的径向叶顶汽封间隙增加这些原因中汽轮机叶片表面粗糙度增加, 可由叶片表面粗糙度增加的影响因素来进行分析;径向叶顶汽封间隙增加, 可由汽封间隙增加的影响因素来进行定量分析。 4.叶片表面沉积物的作用机理。叶片表面的沉积物会产生两个效果, 一方面是由于沉积物使叶片表面粗糙度增加, 降低了通流级的效率;另一方面, 由于表面沉积物的存在, 使叶片之间通流面积减少。
超_超超_临界机组调试阶段的化学汽水品质控制
第
37卷 第
6期
2009年
6
月Vol.37
No.6
Jun.
2009
超
(超超
)临界机组调试阶段的化学汽水品质控制
茆顺涵
(上海电力建设启动调整试验所
,上海
200031)
摘 要
:超(超超)临界机组由于机组容量大、蒸汽参数高
,为了确保机组长周期安全稳定高效运行
,如何减少
热力系统的腐蚀和结垢就显得尤其重要。化学监督所参考的标准和过程控制手段都要求更加严格。新机组
建设和启动调试阶段的化学监督工作是第一道工序
,对运行中的汽水品质影响较大
,重点介绍上海外高桥发
电三期工程
1000MW机组的分系统调试、化学清洗、机组冲管及整组启动等各阶段化学监督工作的控制优
化、技术创新等方面的工作情况。
关键词
:超(超超)临界
;化学汽水品质
;控制
;调试
作者简介
:茆顺涵(
19782)
,男
,工程师
,从事火电厂脱硫脱硝、电厂化学监督等方面的调试、优化。
中图分类号
:TM621.8 文献标志码
:B 文章编号
:10012
9529(
2009)
062
10532
03
Qualitycontrolofthechemicalsteamwaterinthetrialrunofultra2
supercriticalunits
MAOShun2
han
(
ShanghaiPowerConstructionTestingInstitued,Shanghai200031,China)
Abstract:Theultra2
supercriticalunitsarecharacterizedbylargecapacityandhighsteamparameters.Toensurethe
long2
termsafe,stableandefficientoperationoftheunits,itisimportanttoreducethecorrosionandboilerscale.The
referencestandardsandcontrolmeasuresforchemicalsrelatedsupervisingareevenstricter.Thesupervisionofchem2
超临界锅炉洗硅的必要性方法和效益
超临界锅炉洗硅的必要性方法和效益
1、
超超临界机组需要洗硅吗？
超超临界机组炉水（临近汽化之前的水，这里这样命名是为了将它与给水泵的出水区别开）和蒸汽拥有同样的化学品质，炉水直接转变成蒸汽，水里的钠、二氧化硅、氨和其它化学成份直接转化为蒸汽里的杂质。如果炉水含有超标的硅，那么蒸汽就硅超标，蒸汽硅超标，会导致汽轮机低压缸末级叶片积硅，积硅多的话就会对汽轮机效率产生影响，同时使轴向推力加大。所以，保证炉水品质合格是防止产生后续污染的关键手段。
基建过程中，热力系统管道中会存在少量的二氧化硅，主要来源于管道的喷砂除锈残存的沙砾、管道阀门储存过程中吹进的泥土、热力系统组装安装过程中残存在系统内的焊渣焊条头等。这在每个现场都或多或少存在，而这些物质都是含硅物质。
“洗硅”是指大型火电机组在基建试运阶段，把存在于热力系统中的含硅物质通过各种方法排出热力系统，避免汽轮机结硅垢的一个过程。这个过程在亚临界及以下机组主要靠三种办法完成：炉前系统依靠炉前清洗和彻底的人工清理；过热器和再热器的洗硅靠吹管完成，因为大型火电机组基建阶段的含硅物质主要是颗粒状的，吹管可以保证完全去除；省煤器、水冷壁、汽包等炉本体水系统的洗硅主要靠化学清洗和汽包排污。
直流炉也确实无法避免系统中含硅物质的存在。但让高硅炉水转化为蒸汽进而造成汽轮机结硅，显然是将来的运行方不愿接受的。所以，直流炉也需要进行洗硅。
2、
超超临界机组怎么洗硅
超超临界机组的炉前系统、蒸汽系统的洗硅同亚临界机组相同，炉前系统依靠炉前清洗和彻底的人工清理；过热器和再热器的洗硅靠吹管完成。不同点在于炉内水系统，即省煤器、水冷壁、启动分离器等部位。因为超临界机组不能运行中排污，所以必须把炉内水系统的洗硅在整套启动之间完成，这是直流锅炉的一个特点。
这个部分的洗硅抓好两点，一是化学清洗，这个系统管道多而细且长，冲洗和化学清洗多用EDTA或复合酸，如用复合酸清洗且清洗液中添加氟化物，那么就可以达到洗硅目的。二是如果用EDTA清洗或复合酸中不允许添加氟化物（环保排放要求达不到），那么就可以利用冲管尾段专门增加了一个快速洗硅步骤，加入洗硅成膜剂，保持炉水温度在270℃以上，维持3小时，将省煤器、水冷壁和启动分离器这几个部位残留的沙砾在洗硅成膜剂的作用下快速溶解，然后通过整炉放水排出系统。
汽轮机设备及其系统危险有害因素分析
汽轮机设备及其系统危险有害因素分析
汽轮机系统存在着超速、水冲击、大轴弯曲、汽流激振、轴系断裂、轴瓦烧损、固体颗粒冲蚀、油系统火灾等事故，巡查、检修作业时，存在高温烫伤、高处坠落、机械伤害、物体碰撞等危险。存在有高温、噪声等有害因素。
1汽轮机火灾
（1）汽轮机组因为顶轴和轴承润滑的需要，必须由汽轮机油系统供给大量的汽轮机油。由于轴承箱与高温汽缸相邻，且汽轮机油系统管路难免要与高温蒸汽管路交错敷设，管路上有阀门多、法兰，油可能会泄漏，遇有明火或较高的热体金属，汽轮机油易被燃着而发生火灾。
（2）机头敷设有较为集中的电力电缆、控制电缆、保护电缆，油系统着火后，会引燃电缆，使火灾事故进一步扩大。
2汽轮机重大设备损坏
（1）汽轮机超速
机组的最高转速在汽轮机调节系统动态特性允许范围内称为正常转速飞升。严重超速可以导致汽轮机组严重损坏。另外，由于轴承失稳和轴系临界转速偏低等原因所造成的事故超速，也可能产生严重的后果。
汽轮机超速原因有以下几种情况：超速保护系统失灵；调节系统有缺陷；抽汽逆止门卡涩、关闭不严；运行操作不当、维护不良。
（2）汽轮机轴系断裂
汽轮机轴材料存在的缺陷不断扩展或汽轮机由于其它某种原因而引发通流部分严重碰磨和卡涩，将导致具有巨大转动惯量的转轴产生极大的扭力，使轴多级断裂。引发通流部分严重碰磨的因素可能是：主蒸汽或再热蒸汽温度剧降；汽轮机进水，支撑或推力瓦严重烧毁。
由于结构设计上存在着某些轴承易于油膜失稳和轴系稳定性裕度不足的问题，因而在出现不大范围的超速时，轴系发生由油膜振荡引起的“突发性”复合大振动，造成轴系的严重破坏。
由于转子材质等缺陷、机组运行中缺陷发展等造成轴系断裂；新投产机组各级隔板焊接缺陷造成轴系损坏。机组选型时转子脆性断裂转变温度偏高，在今后的运行中，有可能发生转子脆性断裂。汽轮机严重超速，超到失稳转速以上，汽轮机设计轴系失去稳定，可能发生断轴。
（3）汽轮机大轴弯曲
超超临界燃煤发电机组汽水品质优化的实践及思考
３７０ 电力与能源 第３２卷第５期 ２０１１年１Ｏ月
超超临界燃煤发电机组汽水品质
优化的实践及思考
庞胜林，柯文石，曹士海，何高祥
（华能玉环电厂，浙江玉环３１７６０４）
摘要：介绍了华能玉环电厂４×１ ＧＷ超超临界燃煤发电机组在投产初期和投运后，以汽水品质优化实践为 基础，通过分析和方案比较，提出了治理热力系统受腐蚀和锅炉结垢等问题的优化方案及技术措施。通过汽 水品质优化方案的实施，取得了显著的治理效果，并且提出了进一步改进的建议。 关键词：燃煤发电机组；汽水品质优化；热力系统腐蚀；锅炉结垢 中图分类号：ＴＭ６２１．８ 文献标志码：Ｂ 文章编号：２０９５—１２５６（２Ｏ１１）Ｏ５一Ｏ３７Ｏ—Ｏ４
Ｔｈｅ Ｓｏｄａ Ｑｕａｌｉｔｙ Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ａｎｄ Ｔｈｉｎｋｉｎｇ
０ｆ Ｕｌｔｒａ Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ Ｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄ Ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ Ｕｎｉｔ
Ｐａｎｇ Ｓｈｅｎｇｌｉｎ，ＫＰ Ｗｅｎｓｈｉ，Ｃａｏ Ｓｈｉｈａｉ，ＨＰ Ｇａｏ：ｒｉａｎｇ
（Ｙｕｈｕａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ ｏｆ Ｈｕａｎｅｎｇ Ｇｒｏｕｐ，Ｙｕｈｕａｎ ３１７６０４，Ｚｈｅｊｉａｎｇ Ｃｈｉｎａ Ｊ
随着我国电力工业的快速发展，超临界及超
超临界燃煤发电机组将成为我国燃煤发电的主力 机组。自２００６年１１月３０日华能玉环电厂投入
商业运行以来，国内已有数十台超超临界燃煤发
电机组陆续投产运行。由于超超临界燃煤发电机
组热力系统的特殊性及汽水温度和压力等参数的 提高，水汽中杂质的溶解及沉积特性的显著变化，
表现出与常规低参数燃煤发电机组不同的特性，
因此需要通过调控和优化热力系统的汽水品质来
减缓锅炉系统的腐蚀和结垢。
ｌ热力系统概述
１．１ 锅炉 锅炉系哈尔滨锅炉厂制造，型号为ＨＧ一
２９５３／２７．４６一ＹＭ，是引进日本三菱重工技术制造
的超超临界变压运行直流锅炉，采用内螺纹管垂 直水冷壁。过热蒸汽流量为２９５３ ｔ／ｈ，出口蒸汽
超临界机组汽水品质优化控制
第ｌ５卷（２０１３年第ｌ１期） 电力安全技术 Ａ而
超临界机组汽水品质优化控制
赵玲，李植汶
（国投宣城发电有限责任公司，安徽宣城２４２０５２）
［摘要］比较了不同参数下杂质在水汽中的溶解特性，不同的超临界机组的给水水质标准，
根据相关理论和超临界机组的实际使用经验，对超临界机组在系统设计优化，凝结水精处理系统选
型优化，给水处理方式优化，机组停备用保护措施优化，化学监督管理工作，汽水品质控制方式，
控制指标要求，运行中盐类、腐蚀产物控制以及水蒸汽高温氧化监控等方面给出建议。
［关键词］超， 界机组；给水水质；汽水品质；优化
我国目前在建和已投产的超临界机组已有几十
台，最长运行时间也已有十几年，许多机组都经过
了１次以上的大修，在机组汽水品质的管理上积累
了一定的经验。
１ 超临界机组汽水质量标准
１．１ 超临界工况下的水化学特点
通常给水带人炉内的杂质主要有钙离子、镁离
子、钠离子、硅酸化合物、强酸阴离子和金属腐蚀
产物等。根据这些杂质在蒸汽中的溶解度与蒸汽参
数的关系图得知，各种杂质离子在过热蒸汽中的溶
解度及其随蒸汽压力增加的变化情况有很大差别。
给水中的钙、镁离子在过热蒸汽中的溶解度较
低且随压力的增加变化不大；而钠化合物在过热蒸
汽中的溶解度较大且随压力的增加而稳步增加；硅
化合物在亚临界以上工况下的溶解度已接近同压力
下的水中的溶解度，且溶解度随压力的增加也渐渐
增加；强酸阴离子，如氯离子在过热蒸汽中的溶解
度较低，但随压力的增加变化较大，硫酸根离子在
１次联合应急演练、１次工作交流活动。双方通过
桌面推演的方式，模拟大面积停电情况下应急救援
协调联动工作的开展流程，并对应急通信和应急指
挥中心的互联互通工作进行深人研究，磨合双方在
突发事件预警阶段、处置阶段的联动和配合。
３．３应急联动
合作单位应分析突发事件发生的可能性、影响 过热蒸汽中的溶解度较低且随压力的增加变化不
大；铁氧化物在蒸汽中的溶解度随压力的升高也呈 不断升高趋势；铜氧化物在蒸汽中的溶解度随压力
哈汽600MW超超临界汽轮机
October 2006 The Second Annual Conference of The Ultra - Supercritical Qingdao, China Thermal Power Technology Collaboration Network 2006.10 中国 青岛 中国超超临界火电机组技术协作网第二届年会 1阚山电厂600MW超超临界汽轮机介绍 刘毅 张向阳 江苏阚山发电有限公司，徐州221011 Introduction on 600MW ultra-supercritical unit of Kanshan power plant Liu Yi, Zhang Xiangyang Jiangsu Kanshan Power Co. Ltd., Xu Zou 摘 要：详细介绍了600MW超超临界汽轮机的主要结构、应用情况，以及采取的预防固体颗粒腐蚀和蒸汽激振力的措施。 关键词：超超临界 汽轮机 结构 Abstract: The main structure and application of 600MW ultra-supercritical turbine is illustrated in detail, as well as the measures taken to prevent solid particle erosion and steam-excited vibration. Key words: ultra-supercritical, steamturbine, structure 1 概述 阚山电厂汽轮机为中国首批国产60万千瓦超超临界汽轮机组，是由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司与日本三菱联合设计制造。见图1 图1 汽轮机外形图 该汽轮机为单轴、二缸二排汽、一次中间再热、 凝汽式汽轮机。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个双流的48英寸末级叶片的低压缸。这种结构降低了汽轮机总长度，紧缩了电厂的布局，我公司2台机组汽机房总长度仅为151.5米。机组的通流及排汽部分采用三维优化设计，具有高的运行效率。汽轮机总内效率为90.5%。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导气管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大的降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程中缸体产生裂纹。主汽阀、 调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，
浅谈CCLN660-25_600_600超超临界机组汽机内效率综合治理
浅谈CCLN660-25/600/600超超临界机组汽机内效率综合治理
发布时间：2021-08-20T12:06:06.507Z 来源：《当代电力文化》2021年4月第10期 作者： 高宜友
[导读] 本文介绍江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司2012年度对哈尔滨汽机厂制造的CCLN660-
高宜友
（江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司 江苏省启东市226246）
摘 要：本文介绍江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司2012年度对哈尔滨汽机厂制造的CCLN660-25/600/600超超临界机组汽轮机本体存在的问题、治理方法以及取得的成果，以供同行参考。
关键词：汽机内缸效率；大轴弯曲校直；间隙调整
0引言
汽轮机（本体）的效率则是指高压缸、中压缸、低压缸（加一个再热器）的效率，即内缸效率。因此减少汽缸内级间漏汽损失，降低蒸汽流动阻力，提高蒸汽在汽缸内做功能力，无疑是检修机组汽轮机提效的最根本理论依据。
江苏大唐国际吕四港发电有限公司一期工程4*660MW超超临界凝汽式汽轮机为哈尔滨汽机厂引进日本三菱技术，其主要部件基本全部国产
化。1号机组于2010年3月通过168试运并投入商业运行，2012年11月开始对该机组进行A级检修，本次检修主要是通过消除机组本体缺陷，
改变原设计通流间隙，从而达到提高汽机缸效，达到节能降耗的目的。
1运行中主要问题
1.1缸效低、热耗大
1.1.1 2010年6月华北电力科学研究院的完成THA工况下的试验报告结果如表1： 表1
1.1.2 2012年11月7日机组A级检修前江苏方天电力技术有限公司受江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司委托，对其#1机进行修前性能试验，THA工况下试验结果如表2：
表2
说明：从表1与表2数据对比，2012年高中压缸效率比机组投运时高，但变化不大，形成原因主要是2011年5月1号机组进行B修时对高中压转
子进行了动平衡，消除了#1、#2瓦振动大的因素，汽缸通流进性了调整，另一方面不同单位做试验的结果有一定的差异也属于正常，同时
超临界锅炉常见故障及处理
超临界锅炉常见故障及处理
1 / 38 锅炉常见故障及处理
第一节 超临界直流炉MFT、RB、和FCB
一、超临界直流炉MFT的条件和处理
现代大型直流锅炉自动化程度高且保护装置完善，大多配备由计算机参及控制和保护的燃烧器管理系统（既BMS系统）或炉膛安全监视系统（既FSSS——FURNACE SAFEGUARD SUPERISORY SYSTEM），当锅炉一旦发生威胁设备安全的情况时，为了防止造成设备损坏，计算机系统将发生主燃料切断（既MFT——MASTER FUEL TRIP）的指令进行自动紧急停炉。
1、超临界直流锅炉自动MFT的条件
超临界直流炉超临界直流锅炉自动MFT的条件应根据机组设备的不同特点，按防止造成锅炉设备损坏的原则进行制定，一般情况下，超临界直流炉发生下列情况之一时应自动MFT：
1) 全部燃料中断时（所谓全部燃料中断应包括燃煤、燃油、燃气、既固体、液体、气体等所有燃料中断）。
2) 锅炉总风量小于额定风量的30-40%时。
3) 全炉膛火焰丧失时。
4) 锅炉的给水量在规定时间内，小于规定值时。
5) 所有吸风机均停止运行时。
6) 所有送风机均停止运行时。
7) 所有一次风机均停止运行且无助燃用的液体或气体燃烧器运行时。
8) 所有回转式空气预热器均停止运行时。 超临界锅炉常见故障及处理
2 / 38 9) 再热器保护动作，引起再热器蒸汽中断（气轮机跳闸、高压旁炉未打开且再热器处烟温超过规定值）时。
10) 火焰检测器冷却风母管压力或冷却风及炉膛差压低于规定值时。
11) 炉膛压力高于或低于规定值时
12) 汽水分离器出口温度超过允许温度。
13) 过热器出口温度超过允许温度。
14) 汽机跳闸。
15) DCS系统故障。
16) 主蒸汽压力超过高限。
17) 燃油系统油压低。
2、超临界直流锅炉手动MFT的条件
超临界直流锅炉发生下列情况之一时，应即手动MFT紧急停用锅炉：