热电联产机组汽轮机通流部分结垢诊断与分析

刘传亮，郝 宁

(上海发电设备成套设计研究院有限责任公司，上海 200240)

汽轮机的蒸汽品质对汽轮机的运行经济性和安全性有着重要的影响。当溶解盐类的蒸汽进入汽轮机，随着蒸汽参数的变化，盐类可能析出沉积在流道中，造成通流部分结垢，结垢严重时可能导致汽轮机无法安全稳定运行。通过对汽轮机运行参数进行监测和诊断，及时发现通流部分的异常，有助于避免重大故障的发生。周文远等[1]提出了在凝汽式汽轮机中可通过监视调节级汽室压力和各段抽汽压力，判断通流部分是否结垢，但抽汽点压力受回热系统运行的影响会波动，诊断精确度不高。王伟锋等[2]提出了基于神经网络方法预测故障，但建立故障知识库较为复杂。YANG T等[3]提出了结合热经济诊断模型和等效通流面积诊断的综合方法，并在630 MW机组上取得验证。李勇等[4]建立了监测级组前后压比变化的方法，在300 MW凝汽式机组上获得了验证。王一兵等[5]采用热力计算方法，提出了计算通流部分结垢厚度与监视段压力的理论方法，但计算方法较为复杂。薛朝囡等[6]将热力参数的级组效率和特征通流面积作为判据，可判断发生故障的级组段。

针对某57 MW抽汽凝汽式汽轮机机组运行出现的轴向推力增大的异常现象，建立监测点压力和级组通流能力系数的综合评估方法，结合运行热力参数分析汽轮机通流能力的变化规律，通过揭缸检查验证该方法的有效性，从汽水系统进一步分析导致汽轮机通流部分结垢的根本原因。该方法可作为机组运行中实时辅助分析的手段，提高运行人员掌握汽轮机通流部分变化的及时性和敏感性，以发挥故障预警作用。

1 机组运行参数分析

1.1 运行异常情况

某热电联产自备电站配置1台57 MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，汽轮机为高压、单缸、冲动式，型号为N57/C48-8.83/1.44。额定设计工况下，进汽压力为8.83 MPa，进汽温度为535 ℃，进汽质量流量为220 t/h，发电功率为48 MW，抽汽质量流量为38 t/h；纯凝工况下，满负荷发电功率为57 MW。汽轮机通流部分结构见图1，包括1级调节级和17级压力级，通过抽汽旋转隔板调节供热量。

图1 汽轮机通流部分结构

机组在新建调试并投入运行后的5个月，运行中出现轴向位移异常升高至0.97 mm，接近报警值(1 mm)，推力瓦的温度逐步升高至82.8～94.4 ℃，通流部分运行参数偏离设计值，调节级后压力升高，机组发电功率降低至16 MW。

1.2 热力参数分析

从汽轮机工作原理可知：当进汽和排汽参数符合设计要求时，汽轮机调节级后压力与流量近似成线性比例关系，即当流量增加时，调节级后的压力也相应提高。

图2为调节级后压力与质量流量的关系，其中也显示了机组正式投入商业运行后第1～3个月内相关运行参数的变化。

图2 调节级后压力与质量流量的关系

由图2可得：与机组的设计值对比，正式投运第1个月的运行工况点位于设计值参考线以下，表明同样的进汽流量下，实际运行的调节级后压力低于设计值，这是正常的情况，说明汽轮机设计的通流能力有一定的裕量，主要是机组在设计中兼顾了大范围抽汽对外供热和机组对外发电的需要；投运后第2～3个月的运行工况点则全部位于设计值参考线以上，表明同样的进汽流量下，实际运行的调节级后压力高于设计值，并且随着时间的推移，相比于第2个月运行值的偏移量，第3个月运行值的偏移量进一步增大，说明汽轮机的通流阻力不断增加。

机组在相同发电功率(35 MW)下的运行参数变化见图3，在发电功率工况点附近，比较分析机组调节级后蒸汽和第1段、第2段抽汽的压力、温度在一段时间内的变化趋势。

图3 调节级后蒸汽和第1段、第2段抽汽的压力、温度的变化

由图3(a)可得：机组在6周运行周期内的运行参数变化显著。虽然发电功率基本相同，但前2周运行时间内，调节级后蒸汽的压力从3.35 MPa逐渐升高至4.50 MPa，升高了34.3%；从第3～6周运行时间，调节级后蒸汽的压力从4.50 MPa逐步升高至6.06 MPa，升高了34.6%。调节级后蒸汽的压力随着运行时间的增加，呈现出升高的趋势，在监测期间累计升高了80.9%，第1段、第2段抽汽的压力呈现出同样的上升趋势。

由图3(b)可得：机组在发电功率为35 MW功率且汽轮机进汽温度约为530 ℃时，调节级后蒸汽和抽汽的温度均出现上升趋势。在监测期间调节级后蒸汽的温度上升了48.6 K，第1段抽汽的温度上升了49.6 K，温度升高也表明蒸汽在通流部分的焓降减小，即做功能力减弱。

汽轮机调节级后的工作压力与通流部分的蒸汽流量成正比关系，若通流面积小于设计值，为达到相同的蒸汽通流能力和发电功率，调节后压力将升高，调节级后蒸汽的压力的增幅与通流面积的降幅成比例[7]。针对该汽轮机运行中通流能力减小的异常状况，推测可能发生的故障有：(1)调节级上游的喷嘴或调节阀可能发生机械性损坏故障，蒸汽经过喷嘴无膨胀做功，导致调节级前后蒸汽的压力和温度突然增高；(2)汽轮机内的通流部分发生异常(如结垢堵塞)，通流面积减小进而导致通流阻力增加，机组转子受到的轴向推力增大，机组运行中轴向位移和推力瓦温度升高。但是，机组运行中未发生突然性机械性损伤产生的异常声响，因此有必要针对机组的通流能力进一步进行分析。

2 汽轮机级组通流能力分析

汽轮机的变工况计算中，可将流量相同的且依次串联排列的若干级称为一个级组。对于调节级，在变工况工作中当开启的调节阀的数量不同时，调节级的通流面积则不同，因此级组内不包括调节级。该汽轮机的级组划分见图4，高中压通流部分包括调节级和8级高中压级，以汽轮机各回热抽汽点为边界划分级组，具体为：(1)调节级后到第1段抽汽点之间的通流部分为级组1，由第1～4级组成；(2)第1段至第2段抽汽点之间的通流部分为级组2，由第5～7级组成；(3)第2段、第3段抽汽点之间的通流部分为级组3，由第8级组成。

图4 汽轮机级组划分

根据弗留格尔公式，可以得到汽轮机在变工况时的级组流量与级组前后蒸汽的压力及温度的关系。以级组1为例，具体公式为：

(1)

式中：qm1为级组1中蒸汽的质量流量，t/h；p0为级组1进口处蒸汽的压力，MPa；T0为级组1进口处蒸汽的热力学温度，K；p1为第1段抽汽点的蒸汽压力，MPa；下标ac、d分别表示各参数的实际运行工况和设计工况。

公式(1)成立的前提是变工况前后汽轮机的通流面积保持不变，若因结垢或腐蚀等因素导致通流面积发生改变，应引入通流能力系数(可以将其理解为变工况与设计工况的通流面积之比)对通流能力进行修正，具体公式为：

(2)

进而得到：

(3)

式中：φ1为级组1的通流能力系数。若汽轮机通流部分发生结垢堵塞，其通流能力将降低，此时φ1<1。

对于汽轮机通流部分级组2，考虑第1段抽汽只加热凝结水，并且假设抽汽质量流量与总质量流量的比不变，则级组2的通流能力系数为：

(4)

(5)

式中：φ2为级组2的通流能力系数；qm2为级组2中蒸汽的质量流量，t/h；p2为第2段抽汽点的蒸汽压力，MPa；T1为级组2进口处蒸汽的热力学温度，K；qmc1为第1段抽汽的质量流量，t/h。

与级组2的情况类似，同理可获得级组3的通流能力系数。根据通流能力系数的计算方法，结合汽轮机几个月的运行数据，计算汽轮机级组通流能力变化的情况，将汽轮机进汽质量流量维持在50%～100%设计质量流量内，得到相关参数见图5。

图5 汽轮机级组通流能力系数的变化

由图5(a)可得：级组1的通流能力系数总体上呈现随运行时间逐渐下降的规律。在转折点A之前，级组1的通流能力系数大于1，说明汽轮机的通流能力在设计值的基础上还留有一定裕量，此时机组进汽还能处于正常状态；在转折点A之后，级组1的通流能力系数始终小于1，并且随着时间的缓慢下降，级组1的最小通流能力系数为0.649，说明通流能力已显著下降。运行期间内，汽轮机进汽流量波动幅度虽然较大，但通流能力系数为体现通流能力的相对值，与进汽流量的波动性之间没有太强的相关性。

由图5(b)可得：级组2的通流能力系数变化趋势与级组1的一致。总体上，可以分为：从通流能力系数从正常值下降至0.8的快速期，表明通流部分的盐垢快速沉积，导致通流面积快速减小；通流能力系数下降至0.8左右之后的2个月运行时间内缓慢下降的慢速期，级组2的最小通流能力系数为0.464，说明通流能力已经严重恶化，此时机组发电功率即使在15 MW以下，汽轮机也无法安全运行。

由图5(c)可得：级组3的通流能力系数变化呈现出高低不稳定的变化规律。除了在部分发电功率范围内，通流能力系数在大部分范围均大于1，说明级组3的通流能力受到的影响不大。推测其原因为盐垢在级组3的积累程度减弱，级组3的通流面积受到的影响较小。

此外，在图5中部分发电功率范围内，级组通流能力系数存在一定的波动性，推断为通流部分早期形成的盐垢由于蒸汽冲刷或气流振动等原因而脱落，随后再次累积形成反复的过程，导致通流能力系数在发电功率变化的过程中反复出现升降。但从长期看，通流能力系数总体呈下降的趋势。

蒸汽在汽轮机通流部分的叶片流道内膨胀做功，随着蒸汽压力及温度的降低，蒸汽比焓下降，热能转化为推动汽轮机旋转的机械能。以汽轮机级组为对象，当汽轮机内部的通流能力发生变化时，将对蒸汽做功能力产生影响。汽轮机级组效率定义为级组的实际焓降与理想焓降之比。选取6周的运行周期，分析机组在类似运行工况下，级组1的级组效率变化情况，具体见图6。

图6 级组1的级组效率在运行周期内的变化情况

由图6可得：级组1的级组效率设计值为86%，运行中的级组效率均低于设计值；在监测周期内，级组效率呈逐渐下降趋势，并且随着运行时间的增加，从79.9%逐渐降低至70.1%，降低了9.8百分点。

结合以上分析可知，汽轮机级组在运行中发生通流能力逐渐减弱，以及级组效率逐渐降低的情况，可以将其判断为汽轮机通流部分存在堵塞，并且堵塞的程度会随着运行时间的增加而加重。这种堵塞是逐渐积累的过程，符合通流部分结垢的特征。为了确保机组运行的安全性，应尽快查明运行异常原因，安排停机进行检查。

3 通流部分结垢分析

3.1 结垢情况

汽轮机揭缸后吊出转子并抽出隔板套，对通流部分进行检查，发现通流部分各级动叶和隔板流道均有不同程度的结垢，具体见图7。其中：汽轮机的调节级、高中压第1～2级基本上没有结垢，说明过热蒸汽段溶解盐不析出；高中压第3～6级的结垢特别严重，叶片间的通流间隙明显堵塞而减小。结垢主要集中在第3～6级，与图5中级组1、级组2的通流能力系数降低的变化趋势相吻合。级组3的结垢程度一般，与图5中级组3通流能力系数受结垢影响较小的情况一致。此外，从图7可见低压第9～17级的通流部分结垢较轻。

图7 汽轮机通流部分结垢情况

汽轮机通流部分盐垢主要来源于品质不合格的蒸汽，沿着蒸汽的流动方向，蒸汽在通流部分膨胀做功，所溶解的盐类在一定的压力和温度下逐渐析出，沉积在叶片表面堵塞通流部分，导致通流能力下降，造成汽轮机各级组的工作压力和温度偏离设计值，以及机组的轴向推力、推力瓦温度和轴向位移逐渐升高。汽轮机通流部分结垢将导致叶片固有频率等特性参数发生变化，引起机组产生不正常振动[8]。汽轮机通流部分结垢可能造成危害主要表现在以下两个方面：

(1)影响机组运行的发电功率和效率。结垢堵塞通流面积，机组的发电功率因进汽流量的减少而下降，同时盐垢附着在叶片表面导致叶型损失增大，蒸汽膨胀做功减少，级组效率降低。

(2)影响机组运行的安全性。结垢导致通流部分的热力参数偏离设计值，调节级后蒸汽的压力升高，导致机组的轴向推力增大，轴向位移、推力瓦温度升高，汽轮机叶片面临其强度超出材料许用强度而损坏的风险。

3.2 结垢组分分析

为找出机组结垢的来源，对通流部分的盐垢组分进行分析。对汽轮机第3级、第6级、第7级、第8级的叶片和隔板不同位置进行多次采样，由第三方专业检测机构采用光谱分析方法，所获得的盐垢样品的组分见图8。由图8可得：盐垢样品的主要成分是硅酸钠，其质量分数为76.8%～97.0%；第3级、第6级的盐垢中含有18.3%～21.8%的碳酸钠，第7级、第8级的盐垢几乎不含碳酸钠；各级还含有少量的氧化铁。

图8 盐垢组分分析

来自锅炉的蒸汽对不同盐类的溶解能力不同，对硅酸盐类物质的溶解能力最大，并且溶解能力随蒸汽压力的提高而增大[9]。硅酸盐的溶解能力与蒸汽的压力、温度有关，其在过热蒸汽中的溶解能力要比在饱和蒸汽中的溶解能力高几倍，在汽轮机通流部分，不同参数的蒸汽会产生不同程度的沉积[10]。

通过汽轮机揭缸检查发现通流部分的结垢呈现一定的分布规律，即盐垢主要集中在高中压第3～6级，而高中压第1～2级与低压级的结垢程度较轻。汽轮机通流部分结垢的形成过程为：溶解携带硅酸钠和碳酸钠的过热蒸汽进入汽轮机通流部分膨胀做功，在汽轮机高中压第3～6级(工作压力为1.6～3.5 MPa、温度为330～430 ℃)处，蒸汽中携带的硅酸钠析出大量结晶，沉积到通流部分的叶片流通通道中，导致汽轮机通流能力减小，残余的盐类在低压级轻微沉积。

3.3 汽水取样分析

进入汽轮机工作的蒸汽主要是锅炉侧的过热蒸汽，锅炉生成饱和蒸汽过程中会选择性地溶解携带炉水中的盐类物质，停机后对锅炉的过热器管道进行割开检查，管道内表面未发现结垢。汽轮机通流部分结垢的主要成分为硅酸钠，为进一步找出硅酸盐成分的来源，分别对汽水系统的过热蒸汽、饱和蒸汽、炉水、给水、除盐水进行取样，并且分析其中硅成分的含量。

汽水取样的分析结果见表1，参考GB 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的标准值，通过比较分析发现汽水品质存在严重不达标的问题。由表1可得：过热蒸汽中二氧化硅(SiO2)的质量浓度高达300 μg/L，是标准值上限的20倍；饱和蒸汽中SiO2的质量浓度约是标准值上限的21.3倍；除盐水中SiO2的质量浓度是标准值上限的24.4倍。热电联产机组的汽水系统补水来自除盐水，根据汽水流程可以推断，蒸汽中溶解的高含量的硅酸盐主要来自于除盐水，除盐水中SiO2的含量严重超标是根本原因。

表1 硅成分分析结果

对除盐水除硅系统进行了改造，在电站运行中，严格控制汽水质量在合格范围内，从源头上解决了汽轮机通流部分结垢的问题。同时，根据所建立的级组通流能力评估方法，运行中可通过对运行参数进行实时计算，在线监测汽轮机的实际通流能力的变化程度，可以避免机组在后续运行中再次发生类似情况。

4 结语

针对57 MW抽汽凝汽式汽轮机机组运行出现的轴向推力增大和通流异常故障，建立了级组通流能力系数的诊断方法，结合运行数据分析了汽轮机通流能力的变化规律，发现该机组在投产后较短运行周期内发生严重的结垢问题，通过汽轮机故障的判定方法进行分析，找出了通流部分结垢的根本原因并给出解决方案，所得到的结论如下：

(1)建立了汽轮机级组通流能力系数评估方法，用于级组通流能力的诊断分析。级组1、级组2的通流能力显著下降，其最小通流能力系数分别为0.649、0.464，说明通流能力已显著下降。在6周的运行周期内，级组效率随运行时间的增加，从79.9%下降至70.1%，降低了9.8百分点。

(2)监测并分析调节级与各段抽汽的运行参数发现，在相同的发电功率下，调节级后蒸汽的压力随运行时间的增加而不断升高，在相同的流量下，调节级后蒸汽的压力逐渐偏离设计值，呈现逐渐升高的趋势，监测周期内累计升高了80.9%，各段抽汽的温度也有不同程度的升高。

(3)通过汽轮机揭缸检查发现汽轮机通流部分存在严重的结垢问题，盐垢主要分布在高中压第3～6级，盐垢的主要成分为硅酸钠，盐垢的分布情况与通流能力系数的分析结果相吻合。

(4)通过对汽水系统进行取样分析，发现蒸汽中SiO2含量严重超标，除盐水中SiO2的质量浓度是标准值上限的24.4倍，这是导致汽轮机通流部分结垢的根本原因，运行中应按火电厂汽水质量标准严格将汽水参数控制在合格范围内。