300 MW汽輪機低壓轉子葉片腐蝕原因分析及對策

高強生，趙蘇平

(1.浙江浙能技術研究院有限公司，杭州　310003； 2.浙江浙能嘉華發電有限公司，浙江 嘉興 　314201)

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300 MW汽輪機低壓轉子葉片腐蝕原因分析及對策

高強生1，趙蘇平2

(1.浙江浙能技術研究院有限公司，杭州310003； 2.浙江浙能嘉華發電有限公司，浙江 嘉興 314201)

在目前國內高參數火力發電機組汽水指標控制均良好的情況下，對某電廠300 MW機組低壓轉子腐蝕原因進行分析，從機組水汽控制指標、機組真空度、初凝區、停爐保護、材質等方面闡述了造成低壓轉子葉片腐蝕的原因，并提出相應的防范措施，確保機組安全、經濟運行。

汽輪機葉片；氧腐蝕；初凝區；氯離子；點蝕；氫電導率

1　機組概述

某電廠汽輪機組為上海汽輪機廠生產的300 MW亞臨界、中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、凝汽式汽輪機，屬于反動式汽輪機，與1 025 t/h亞臨界、中間再熱、控制循環汽包爐及300 MW水氫氫冷發電機配套。該汽輪機組于2012年大修中進行了通流改造，汽輪機擴容至330 MW，高壓轉子增加2級葉片，中壓轉子增加1級葉片。該機組設置2臺凝結水精處理混床，單臺混床正常處理量為450 m3/h，混床運行方式為氨化運行，制水周期長。給水處理采用氧化性全揮發處理方式，即AVT(O)方式，爐水加質量比為1∶3的NaOH+Na3PO4混合液。

2　腐蝕情況

在2015年該機組B修檢查中發現，低壓轉子第3～5級葉片及低壓缸隔板存在嚴重腐蝕現象，腐蝕呈斑塊狀，深黃色鐵銹，銹蝕痕跡布滿整個隔板，尤其第3級葉片腐蝕物垢下存在腐蝕坑，檢查第3級葉片pH值為8，腐蝕情況如圖1所示。

3　大修后水汽質量情況

該機組在AVT(0)工況下運行，控制給水pH值為9.2～9.6，給水溶氧質量濃度<7 μg/L。爐水中SiO2質量濃度≤200 μg/L，過熱蒸汽SiO2質量濃度≤20 μg/L，凝結水精處理實行氨化運行。從大修以來機組的水汽品質統計及爐內查定數據看，凝結水氫電導率為0.06～0.40 μS/cm，爐水中Cl-質量濃度為0.79～555.00 μg/L，爐水中SiO2質量濃度為2.13～372.49 μg/L。

圖1　低壓轉子A側第3級葉片腐蝕情況

4　機組垢樣檢測結果及分析

對該機組汽輪機低壓轉子葉片腐蝕垢樣進行分析，結果見圖2，從分析報告中可看出，Fe2O3的質量分數為14.4%，Si(以SiO2計)的質量分數為81.26%，其他陰離子及雜質含量均較小。Fe2O3可認為是主要的腐蝕產物，Si可認為是從蒸汽攜帶而來并在汽輪機沉積的結果。

過熱蒸汽溶解SiO2的能力很強，蒸汽中攜帶的Si會在過熱器中溶于蒸汽，并隨著蒸汽在汽輪機中膨脹，壓力和蒸汽過熱度均隨之下降，使Si達到飽和，并在汽輪機葉片表面上沉積，使汽輪機葉片腐蝕物中出現Si質量分數較高的現象。

圖2　機組汽輪機葉片垢樣檢測結果

從電廠查定的數據看(如圖3所示)，該機組2014年7 — 12月相當長一段時間內，爐水中SiO2的質量濃度偏大。

圖3　2014年7 — 12月爐水中SiO2質量濃度查定情況

5　腐蝕特征判斷及腐蝕成因分析

葉片的腐蝕形態呈斑塊狀，深黃色鐵銹，腐蝕物垢下存在腐蝕坑，從以上腐蝕特征分析，認為具有點蝕和氧腐蝕共同作用的特征。

5.1點蝕特征

鋼的點蝕特征是在金屬表面部分地區出現縱深發展的腐蝕小孔，其余地區不腐蝕或腐蝕輕微。點蝕產生的原理為：當介質中含有某些活性陰離子，如Cl-時，這些活性陰離子首先被吸附在金屬表面某些點上，從而使金屬表面鈍化膜發生破壞，一旦這層鈍化膜被破壞又缺乏自鈍化能力時，露出的基體金屬呈活化狀態，而鈍化膜處仍為鈍態，這樣就形成了活性-鈍性腐蝕電池，由于陽極面積比陰極面積小得多，陽極電流密度很大，所以腐蝕往深處發展，金屬表面很快就被腐蝕成小孔。

從爐水查定的數據看(如圖4所示)，該機組2014年7 — 12月Cl-質量濃度有偏大甚至超標的現象。Cl-在初凝區富集，使初凝水中富含Cl-。另外，從凝結水查定數據看，凝結水混床出口Cl-質量濃度也有偏大現象，該機組精處理混床出水Cl-質量濃度最高時超過88.25 μg/L(2015-01-19)。

圖4　2014年7 — 12月機組爐水Cl-質量濃度查定情況

5.2氧腐蝕特征

鋼的氧腐蝕特征是在被腐蝕的表面形成許多大小不一的鼓包，鼓包表面顏色為黃褐色或磚紅色，表層下的腐蝕產物為黑色粉末狀，刮除腐蝕產物后可見金屬表面上的腐蝕坑。這些特征都在本次腐蝕葉片上呈現，故認為該腐蝕特征為氧腐蝕。氧腐蝕產生的原理：金屬壁的FeO保護膜因水質惡化和熱力等原因部分被破壞，露出基體，鋼表面的水和保護膜表面之間形成局部電池，Fe從陽極析出，由于在腐蝕產物膜下形成缺氧的活化陽極區和外部富氧陰極區，構成了充氣不同的電池，形成電化學腐蝕，導致腐蝕產物下產生蝕坑。

5.3腐蝕原因分析

蒸汽在初凝區凝結而形成初凝水，酸性氣體、鹽酸、有機酸(如乙酸、甲酸等)等物質溶解于初凝水，降低初凝水滴的pH值，部分液滴作用于葉片表面，使葉片表面氧化膜破壞，露出的基體金屬呈活化狀態，鈍化膜處仍為鈍態，形成活性-鈍性腐蝕電池，金屬表面就被腐蝕成小孔。而在機組停運階段，由于停機保護的缺失以及大量O2的進入，汽輪機葉片暴露在濕空氣中，在氧化膜已破壞的表面，金屬基體與O2發生反應，當金屬表面產生沉淀物后形成閉塞區，導致pH值進一步降低，腐蝕產物膜下缺氧陽極區和外部富氧陰極區形成了氧濃差腐蝕電池，從而使腐蝕進一步發展，對葉片造成損害。

6　造成汽輪機葉片腐蝕的原因

6.1材質因素

低壓轉子1～5級葉片材質都為1Cr12Mo，6，7級材質不同。1Cr12Mo是一種耐熱合金鋼，但不耐腐蝕，應用于腐蝕性較弱場合。

6.2初凝區的影響

低壓缸初凝區是容易產生腐蝕的區域，廠家提供的資料顯示初凝區在低壓第6級葉片，此區域也是干、濕蒸汽轉換區，由于蒸汽在此區域凝結而形成初凝水，蒸汽中的雜質在汽液兩相重新分配，由于NH3的分配系數在10以上，主要分配在汽相，而酸性氣體、HCl及有機酸(如乙酸、甲酸等)等物質的分配系數均小于1，主要分配在液相，因此造成初凝水滴的pH值低[1]，使此處金屬表面處于活化狀態，發生陽極溶解反應。當金屬表面產生沉淀物后形成閉塞區，導致pH值進一步降低，產生氧濃差腐蝕電池，從而使腐蝕進一步發展。從葉片腐蝕物下的蝕坑可以看出，該腐蝕具有明顯的Cl-點蝕特征，故Cl-的腐蝕作用是最主要原因。

該機組自2012年高、中壓缸通流改造后，由于高壓缸效率提高，再熱器出口汽溫及壓力下降較多(最高達20 ℃左右)，此溫度有可能導致初凝區前移，這也是該機組在低壓缸第3級葉片發生腐蝕的原因。

6.3真空度的影響

該機組凝汽器真空嚴密性差，真空嚴密性試驗合格率低，表明真空系統存在泄漏點，使空氣中O2及CO2漏入，導致腐蝕加劇。資料顯示，當pH值>4時，陰極反應主要是以吸氧反應為主，提高溶解氧質量濃度往往會使碳鋼的腐蝕速度大大加快[3]，在其他條件相同的情況下，溶解氧質量濃度從小于10 μg/L提高到6 mg/L，碳鋼在H2SO4，HCl和CH3COOH中的腐蝕速度要分別增大70～85倍、12～25倍和6～8倍，因此，溶解氧質量濃度對碳鋼的腐蝕有舉足輕重的影響。

6.4停爐保護的影響

停機次數多、時間長助長了腐蝕速度。如今用電負荷低，統計顯示2014年9月到2015年9月，該機組停機5次，共94 d，調度對停機時間無法準確預測，導致停爐時未采取保護措施，停機期間缸體內濕度過大，葉片凝聚水滴，產生腐蝕。

7　防范措施

7.1加藥

7.2停爐保護

不管調度要求停機多長時間，為保險起見，一律在停爐前加十八胺保護。建議采用干風吹干法、熱風吹干法等防銹蝕保護法加強對汽輪機的保護。

7.3鍋爐排污

該機組正常運行時，當爐水電導率>8 μS/cm時微開連排控制，但定排一直關閉，鍋爐沒有底部排污，雜質濃縮會造成爐管結垢加速。故建議在機組低負荷時加強鍋爐排污。

7.4加強啟動時水質控制

加強機組啟動時水質監控，尤其是在進行爐管沖洗后，應加強換水，加強水質監控，確保水質滿足條件后才能回收。同時應加強凝結水、除氧水的溶氧質量濃度及精處理中Cl-質量濃度的控制，提高合格率。

7.5汽包水位控制

在對汽包的檢查中發現汽包水位線不明顯，水位偏高。應控制好汽包水位，減少水位的波動以降低蒸汽攜帶，降低汽輪機葉片的結垢和積鹽。

7.6再熱汽溫的控制

增強再熱器出口蒸汽溫度及壓力控制，穩定再熱器出口汽溫，防止出現初凝區提前的情況。

7.7更改凝結水精處理混床運行方式

該機組凝結水精處理混床只有2臺，沒有備用，建議增設1臺精處理混床，采用2用1備的方式實現凝結水全流量處理。目前精處理混床采用氨化運行方式，運行周期長，雖然有明顯優點，可大大降低運行成本，但也存在一些缺點：對進水水質的波動適應性差，尤其在凝汽器鈦管泄漏情況下抵御風險能力差，機組運行存在安全隱患；樹脂交換Na+能力顯著降低；除Si能力差。運行中雖然已經注意控制氫電導率和Cl-質量濃度等水質指標，但機組水質查定報告中仍存在氫電導率及Cl-，Na+質量濃度高于標準要求的情況，故建議增設1臺凝結水精處理混床并將運行方式改為氫型運行。

7.8定期進行過熱蒸汽Cl-質量濃度查定

該機組凝結水精處理混床運行方式為氨化運行，后期其出水Cl-質量濃度較高，通過查定其出水陰離子質量濃度數據可知，混床出水Cl-質量濃度最高時超過88.25 μg/L(2015-01-19)，最低為0；爐水Cl-質量濃度最高達555 μg/L(2014-07-22)，最低為18 μg/L。混床出水Cl-質量濃度高，會在后續爐水中引起濃縮，并帶往蒸汽系統，在初凝區聚集，使pH值降低，導致金屬基體發生酸性腐蝕。電廠沒有進行過熱蒸汽的陰離子質量濃度查定，建議定期開展查定。

7.9對膠體Si的查定

由于膠體Si粒徑較小，為1～1 000 nm，接近離子直徑(<1 nm)，處理系統中的過濾裝置對其不能完全去除。在化水制水過程中，離子交換樹脂只能去除水中的可溶性離子，如可溶性硅酸鹽及其他可溶性鹽類，但膠體Si一般由單分子的H4SiO4聚合而成，在水中比較穩定，離子交換樹脂無法與其進行離子交換將其去除。雖然含膠體Si的水通過離子交換系統時，膠體Si含量會有所降低，但這只是通過樹脂的機械過濾及吸附作用將其部分去除，大部分仍比較順利地通過陽床、陰床和混床，這部分膠體Si無法被Si表測出而進入給水系統，水中膠體Si含量太高，進入汽包內轉化為游離Si。故建議查定給水的全Si、游離Si、膠體Si的質量濃度。

7.10提高凝汽器真空度

統計數據顯示，該機組真空嚴密性試驗長期不合格，應加強真空系統查漏，提高機組真空嚴密性，防止汽輪機氧腐蝕，同時對提高整個汽輪機組的熱經濟性也有好處。

7.11增設爐水取樣氫電導率表

增設氫電導率表，可直觀地觀測、分析爐水中雜質陰離子總量，陰離子質量濃度越高，氫電導率越高，對熱力設備的腐蝕和危害也越大。

8　結束語

在發電廠熱力設備發生的事故中，腐蝕原因占很大比例。運行中應加強對水汽指標的控制，防止精處理混床出水漏Cl；通過加NaOH提高爐水的pH值，防止初凝水呈酸性；控制再熱器出口溫度，防止初凝區提前；加強鍋爐排污，減少雜質；加強停機保護等措施，可有效防止汽輪機的腐蝕。通過此次對腐蝕情況的分析，找出原因并提出有效防止方法，可減少類似事故的發生。

[1]朱志平,黃可龍,周藝,等.汽輪機初凝區腐蝕機理分析[J].腐蝕科學與防護技術,2006，18(1)：20-24.

[2]費恂.汽輪機積鹽試分析[J].南鋼科技，2002(1)：48-50.

[3]高夫燕，張豐田，金超.鍋爐給水除氧技術的探討及其進展[J].電站系統工程，2005，21(6)：8-10.

(本文責編：弋洋)

2016-02-19；

2016-07-04

TK 478

B

1674-1951(2016)07-0043-04

高強生(1971—)，男，浙江嘉善人，高級工程師，從事電廠水處理的研究(E-mail:2809282558@qq.com)。