电厂锅炉温腐蚀及防护技术.ppt

三、危害 3. 剥落的氧化皮若带入汽机,会损伤叶片、喷嘴和调门。 从高温过热器和再热器管剥离的氧化皮，很大一部份会被有着极高流速的蒸汽携带出过热器和再热器。至调门以后、或再经喷嘴后，获得更大的速度，这些被携带的氧化皮剥离物颗粒具有极大的动能，它们源源不断地撞击汽轮机叶片，使得汽轮机高压缸和中压缸的前几级叶片受到很大的损伤。损伤严重时，前二级叶片会变小、缺损， 降低机组出力。 汽轮机叶片固体颗粒侵蚀是超（超）临界机组面临的主要问题，并且随压力和温度参数越高，这一问题越严重。该问题较多发生在锅炉启动阶段，因锅炉受热面受热冲击引起管子汽侧氧化铁剥离，剥离的氧化物根据其质量及形状的不同以及该处蒸汽动量的大小，或在管内沉积，或随蒸汽运动并形成固体颗粒，使汽轮机调节级和高、中压缸第1级叶片产生侵蚀。 图1 被固体颗粒侵蚀的叶片 美、日等国在这方面都有很多经验教训，许多超（超）临界大机组在投产若干年后，由于严重的SPE而不得不更换调节级和中压缸第1级动、静叶。 三、危害-案例 2、汽轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE） 图 脱落的氧化皮 有一定厚度的氧化皮脱落时一般呈片状（见图），若能被蒸汽吹离，则会沿蒸汽流向运动并逐步加速。在管子弯头处蒸汽转向时，氧化皮在离心力的作用下会径直撞向管壁，产生变形或破碎。从过热器、再热器到汽轮机，脱落的氧化皮跟随着蒸汽，要经过很多次的转向。在此过程中不断的重复上述运动，最终成为许多呈颗粒状的氧化金属。 一般情况下，管内的蒸汽设计流速60m/s。蒸汽中所携带的金属颗粒的动能及对管道内壁的侵蚀较为有限。但当金属颗粒进入汽轮机的静叶后，流道内的蒸汽热能（焓）转换为速度能，出口流速可达甚至超过音速，导致金属颗粒被大大加速，造成汽轮机叶片固体颗粒侵蚀。 三、危害-案例 形成机理 三、危害 4.水汽系统二次污染 过热器和再热器的高温氧化剥皮，是热力设备水汽系统Fe的重要来源，是水冷壁管沉积速率高居不下的重要原因之一。 三、危害 被高速蒸汽带出过热器和再热器的氧化皮剥离物颗 粒， 在汽轮机内完成对叶片的撞击和冲蚀以后， 颗粒本身会破碎、变小、变细（90%在5μm～50μm），并增加了一些叶片本身被冲蚀的产物，进入凝结水系统。如无凝结水过滤或除盐装置或投运不正常，这些细小氧化铁颗粒进入系统后会在锅炉水冷壁管、靠近省煤器端的高加水侧加热管沉积，导致水汽系统二次污染。 四、预防与治理 防止氧化皮剥离最重要的措施是正确选材、保持不超温的运行条件和尽可能减缓机组温度变 化的速率。 四、预防与治理 对于预防氧化皮导致受热面爆管，化学专业主要应在以下几个方面做好基础工作，加强监督。 四、预防与治理 严格执行DL/T 1115-2009《火力发电厂热力设备大修化学检查导则》，做好氧化皮定期检测工作，对高温过热器和再热器， 在每次 机组大修和有条件的小修时割管， 测取垢量，分析氧化皮的严重程度和生成趋势。 四、预防与治理 氧化皮的测量是状态评估的重要方法之一，内壁氧化皮的厚度状况反映了金属管壁实际使用温度的高低，因而通过内壁氧化皮的精确测量可定量评估金属的使用温度，掌握部件超温程度，同时对管材进行寿命评估并及时更换氧化较严重的管材。当氧化皮应变所积蓄的能量大于该氧化皮脱层而产生新的内表面所需的能量时, 就会发生剥落。随着氧化皮厚度的增加即运行时间的增长,允许的应变值减小,应变值一旦超出允许应变极限,剥落就会发生，这时的厚度就称为临界厚度,它与管材的温度、材质和运行条件有关。 四、预防与治理 由于对于运行炉蒸汽流通部位（过热器、再热器）的化学清洗，《火力发电厂锅炉化学清洗导则》未作明确规定，实施难度及风险较大。因此积累基础数据，尽快摸清规律，根据不同的炉型及材质确立相关临界值（清洗、换管）显得尤为重要。所以必须建立长期的受热面管监视制度，包括定期氧化皮测量、割管检查、壁温测量和监视。各火电厂应严格执行DL/T 1115-2009《火力发电厂热力设备大修化学检查导则》，利用停炉机会对受热面管内壁氧化皮状况及剥落情况进行检查，分析氧化皮的严重程度和生成趋势，并建立健全设备台账。 四、预防与治理 例： 某厂机组大修，化学专业按《火力发电厂热力设备大修化学检查导则》进行割管检查及垢量测定，发现过热器存在明显高温水汽腐蚀，Fe3O4垢层厚度近0.5mm，如图1、2，经轧管法测定垢量达1600g/m2；然而该机组曾于2009年6月进行过大修，当初大修检查记录为“过热器无腐蚀结垢”。 四、预防与治理 四、预防与治理 四、预防与治理 四、预防与治理 《火力发电厂热力设备大修化学检查导则》是2009年7月发布，2009年12月正式实施，之前无相关规范对过热器、再热器割管及垢量检查作全面、细致的规定，系统内在锅炉大修