高参数发电机组腐蚀的原因及其防范措施

徐文强

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司 火力发电技术研究院，北京 100040)

某火力发电厂600MW发电机组由HG-2030/17.5-YM型锅炉、汽轮机和QFSN-600-2YHG型汽轮发电机组成。HG-2030/17.5-YM型锅炉为亚临界、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉，最大连续蒸发量为2 030 t/h，主蒸汽额定温度541 ℃，主蒸汽经二级减温进入汽轮机。汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸、四排汽、单轴凝汽式600MW汽轮机。QFSN-600-2YHG型汽轮发电机采用水-氢-氢冷却方式冷却。锅炉给水处理采用还原性全挥发处理方式，炉水加氢氧化钠处理。

在某600MW火力发电机组大修检查中，发现其汽轮机低压缸的隔板和叶片发生了腐蚀，本工作对隔板和叶片的腐蚀形貌进行了观察，对叶片上的腐蚀产物成分进行了分析，并根据机组运行时的汽水报表、水质检测报告及工作状况等分析了该发电机组发生腐蚀的原因。

1 大修检查情况

大修过程中检查发现：汽轮机低压缸叶片一共有7级，第1至第7级叶片上均有针状腐蚀坑和溃疡性的腐蚀带，局部堆积砖红色腐蚀产物，第2至第6级叶片的腐蚀情况逐级加重，呈溃疡性斑状腐蚀，表面粗糙，末级叶片情况相对好些，见图1(a)；汽轮机低压缸隔板腐蚀较严重，表面全部呈锈红色，见图1(b)。

(a) 叶片

(b) 隔板图1 汽轮机低压缸的宏观腐蚀形貌Fig. 1 Macrographs of low pressure cylinder: (a) blades; (b) baffles

部分腐蚀产物潮湿。pH试纸测试结果表明，低压缸隔板表面pH在8～10。从低压缸叶片表面刮取腐蚀产物，并用等离子体发射光谱仪进行测定，分析结果见表1。结果表明：腐蚀产物主要是氯化物，金属氧化物约占15%(质量分数)，这说明汽轮机低压缸的腐蚀主要是由于氯离子造成的。

表1 低压缸叶片上腐蚀产物的成分(质量分数)Tab. 1 Components of corrosion product on blades of low-pressure cylinder (mass fraction) %

2 腐蚀原因分析

查看历年氯离子检测报告(每年两次)，如表2所示。根据GB/T 12145-2016标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》，给水和凝结水中氯离子质量浓度应不大于2 μg/L，炉水中氯离子质量浓度应不大于400 μg/L。由表2可知，在不同时期，该机组给水、凝结水和炉水中氯离子含量均有超标甚至严重超标现象。氯离子对机组的腐蚀危害很大，主要表现为破坏水冷壁管金属表面的钝化膜，进而向金属晶格里面渗透，引起金属表面性质的变化。氯离子的蒸汽携带系数非常可观，会造成汽轮机蒸汽通流部位积盐、结垢，并增加汽轮机叶片发生点蚀及应力腐蚀的危险，因此，必须对炉水中的氯离子含量进行控制[1]。汽水中氯离子主要由锅炉补给水带入、外界漏入、炉内加药处理时从药剂中带入以及精处理系统中从树脂中释放出来等。

表2 历年水质检测中氯离子含量Tab. 2 Concentrations of chlorine ion in water quality testing for years μg/L

查看该机组近一年的汽水化验报表(日常)发现，机组汽水品质基本上符合要求，但凝结水溶氧含量经常存在超标现象，期间最大值达到200 μg/L，按GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》规定，该机组凝结水溶氧应不大于30 μg/L。凝结水系统在不同时期可能存在不同程度的泄漏，泄漏导致系统接触空气，造成凝结水中溶氧含量超标，凝结水溶氧超标或长期处于不合格的状况会加速管道内腐蚀现象的发生，降低受热面的传热效率。凝结水精处理系统长期氨化运行，虽然运行时间长，周期制水量大，但是漏氯现象严重。

氨的分配系数较大，原来维持蒸汽pH的氨绝大多数留在汽相中，因此这时水相的pH很低，呈酸性，会引起酸性腐蚀。此时若有空气漏入汽轮机或溶解氧含量超标，则会加剧这种酸性腐蚀[2]。

凝汽式汽轮机结构存在缺陷，其末级动叶后汽流中携带大量水滴，回流的蒸汽携带水滴冲击高速旋转的叶片下半部和隔板形成水冲蚀，机组在低负荷下运行时间越长，这种水冲蚀作用越明显[3]。

经查看历年资料发现该机组启停次数较多，而且停运时间较长，如果停运期间对机组的整体腐蚀防护不到位，也会促进机组的腐蚀，而且停运期间的腐蚀对机组的影响更全面、更严重。

该厂所处地区在7月至9月间空气湿度较大，可达80%左右，且该期间温度也是一年中最高的，从理论上讲，这两种极端条件的结合会极大地提高金属发生腐蚀的可能，且腐蚀的程度也是最严重的。

3 结论与建议

给水、凝结水和炉水中氯离子含量经常超标甚至严重超标，导致电机组汽轮机低压缸的叶片和隔板发生了腐蚀。另外，凝结水中溶氧含量超标、凝汽式汽轮机叶片结构缺陷、机组启停次数较多及机组所处地理环境都对机组腐蚀产生不利影响。针对该机组发生腐蚀的原因，提出以下建议：

(1) 该机组凝结水精处理系统周期制水量低，为了保证周期制水量，长期氨化运行，导致出水中氯离子长时间超标，建议对凝结水精处理系统进行运行优化，将出水中氯离子含量控制在合格范围内，在保证出水品质的情况下提高周期制水量。加大对给水、凝结水、炉水、蒸汽和精处理设备出水中氯离子含量的监控，如增加化验频率。加强大宗药品进厂的检验工作，保证有效成分合格的同时，也要对药剂中其他杂质离子进行化验，比如氯离子含量的测定，使用高纯度的再生剂[4]。

(2) 大修期间发现汽包水位线不明显，日常运行中水位控制不善。应加强该机组的运行调整，对汽包内部缺陷进行彻底检查处理，运行人员要加强水位调节控制，尽量使汽包水位平稳在正常区域，避免水位波动造成蒸汽带水。保证蒸汽温度、压力在要求工况，降低蒸汽的湿度，将进入低压缸做功的蒸汽初凝区推后，避免进入低压缸做功的蒸汽变成饱和蒸汽甚至是湿蒸汽。

(3) 该机组启停频繁，必须加强机组停运期间的保护与监督，减少机组停运期间发生的腐蚀。停运时间在一个月内时，要做好带压放水干保护，保证系统的干燥度，避免低压缸积水情况；停运时间超过一个月以上时，可采用对机炉都有保护效果的十八胺保护或其他方法保护。

(4) 目前，该机组还原性挥发处理的碱化剂只有氨，建议给水pH控制在标准上限，提高运行系统的pH；加联氨控制在标准下限，防止还原剂过量破坏高温氧化保护膜。

(5) 加强该机组汽水系统的查漏工作，发现有泄漏问题要及时处理，控制水质溶氧在标准范围内。

(6) 应确保该机组汽水品质监督的及时、准确，特别是在线氢电导、pH表、溶氧表等均应准确可靠，及时反应水质的实际情况，以便调整。

(7) 加强该机组检修过程中容器及系统底部清理工作，如热水井底部、高低加和除氧器等容易沉积杂质的部位，排尽高加、低加等容器的残水，对于排不干净的容器应进行鼓风干燥，直到没有水分为止。加强机组启动过程中的冷态冲洗、热态冲洗以及启动初期的化学监督工作，及早投入凝结水精处理系统，提高汽水品质。

(8) 大修后建议安排该机组进行热化学试验，改善目前存在的腐蚀状况，优化机组的运行化学处理工况及机组的运行工况，炉水低磷酸盐处理，根据运行情况调整加药量。