[摘 要] 山西某电厂300MW直接空冷机组热力系统硅含量偏大，导致汽轮机低压缸出现不同程度的盐类沉积现象，影响汽轮机运行的安全性与经济性，通过分析认为精处理除盐效果、锅炉运行工况等方面存在问题是硅含量偏大的主要原因，结合现场实际情况提出了降低硅含量的解决对策。

引言

随着火力发电技术不断发展，超临界、超超临界机组已成为火力发电的主流，相应的水汽质量的控制标准也在不断提高。因此，加强水汽系统化学监督及时消除异常是确保机组安全、经济发电的基本条件。

从锅炉汽包送出的饱和蒸汽所含盐类物质，有的会沉积在过热器内，有的则被过热蒸汽带出锅炉，沉积在汽轮机中。在汽轮机低压缸内形成的沉积物主要为不溶于水的二氧化硅。饱和蒸汽携带的硅酸，在过热蒸汽中会失水变成二氧化硅，当汽轮机中蒸汽的压力降低时，它们从蒸汽中析出沉积在低压缸。二氧化硅作为热力系统中一项重要的水汽监测指标，它的合格与否将直接关系到汽轮机运行的安全性与经济性，严重时可造成机组出力和热效率下降，因此防止热力系统中硅含量超标是化学监督工作的重中之重。对机组运行中热力系统盐类沉积发生的原因深入分析并掌握规律，采取相应的对策措施，防止沉积量再次增大，降低整个热力系统沉积速率，对于保证机组的安全稳定运行具有十分重要的意义。

1 二氧化硅沉积情况

山西晋南某电厂四号机组(300 MW直接空冷机组)2011年3月进行B级检修，期间检查发现汽轮机通流部位出现不同程度的盐类沉积现象，积盐率为1.1957 mg/(cm2·a)，达到二级标准。汽轮机低压缸沉积现象主要表现为叶片、隔板上硅的沉积量较大，分别占总沉积量的40.9%、41.5%。在检修期间对所有叶片上的垢进行了彻底的喷砂冲洗处理。

2 二氧化硅含量大原因分析

在进行原因分析之前首先需要搞清楚热力系统盐类循环情况，然后对同类型电厂热力系统中二氧化硅含量进行对比分析，再根据实际情况进行具体的原因分析。

2.1 热力系统盐类循环情况

图1 热力系统盐类循环图

2.1.1 热力系统中二氧化硅的产生

机组基建施工期间、投产初期以及检修期间系统中的二氧化硅未完全清除出去。30万直接空冷机组的空冷器面积约为75-80万平米，安装过程中带入的沙砾尘土是主要来源，在空冷岛冲洗阶段未能彻底除去，在投产后将会逐渐释放，从而导致凝结水带入二氧化硅;运行中通过锅炉补给水补入系统二氧化硅。

2.1.2 热力系统中二氧化硅的去除

从图1可以看出，在热力系统中若不装设凝结水精处理设备(混床或阴阳分床)，热力系统中的盐类只有一个排出口，即锅炉排污。若设置精处理，其除盐效率则比较高，可以很快降低热力系统中的含盐量，使热力系统水汽质量合格，以保证机组的正常运行。

2.2 热力系统二氧化硅含量分析

该厂空冷机组投运五年以来，热力系统水质中铁含量较为稳定基本维持在7～8 μg/L，二氧化硅含量则下降较为缓慢，其中炉水二氧化硅下限在60 μg/L左右，蒸汽二氧化硅则在8 μg/L左右。

表2中所列数据为晋南地区各电厂机组正常运行期间热力系统二氧化硅含量比较情况，可以明显看出：精处理系统采用高混的湿冷或间接空冷机组的硅含量最小，而精处理采用粉末树脂过滤器的电厂则较大，其中运行年限越长的机组炉水硅相对偏小。另外由于晋南600 MW空冷机组运行年限较300MW空冷机组短，但其系统炉水、蒸汽硅却较小，究其原因为高速混床除硅能力远高于粉末树脂过滤器、锅炉排污效果好，机组停运后对系统进行较为彻底的清理，同时在机组启动过程中注重对空冷岛的冲洗。

2.3 二氧化硅含量偏高原因分析

2.3.1 投产初期洗硅效果不佳

该厂4#机组在基建期间系统中泥沙和硅化合物等杂质较多未清理干净(源头问题未解决)，空冷岛冲洗不彻底加之投产初期未进行专门的洗硅处理工艺，导致在很长时间内系统硅含量严重超标，机组运行近6年炉水硅最低才降至60μg/L。

2.3.2 机组修后投运时系统硅化合物未彻底排出

该厂机组在检修期间凝汽器排汽装置底部及空冷岛蒸汽分配管内泥沙未进行彻底清理，同时在机组启动冲洗阶段各容器冲洗不彻底、锅炉点火后底部排污时间过短;另外重视―进度‖而忽视水质，按照水汽标准要求机组启动正常8 h内蒸汽、给水、凝水等指标达到正常控制标准，而实际上为了赶进度，在硅含量未合格时就冲转并网了，因此导致机组投运后系统硅长期偏高，其中炉水硅含量在100μg/L以上、蒸汽硅含量在15μg/L以上，需要累计连排100小时以上，方能下降至正常范围。