中国石油化工股份有限公司九江分公司（下称“九江石化”）拥有热电联供自备发电站有2台190 t/h高温、高压燃煤锅炉、1套50 MW热电联供汽轮发电机组。该机组的汽轮机由杭州汽轮机厂制造，汽轮机采用抽汽凝汽式，机组于2002年6月投入使用。热电联供系统将一次能源转换为30%的电能后再将50%的废热回收，可将一次能源的利用效率提高到80%。
该热电联供发电机组汽轮机功率大、蒸汽用量大、主蒸汽压力高、温度高，容易结垢。2010年11月，汽轮机出现效率明显下降的趋势。在负荷未增加的情况下，主蒸汽用量不断增加，且调节级后压力有所上升，进汽调节阀开度不断调大。在1个月的时间内，新蒸汽进汽流量已由原来的98 t/h增大至106 t/h，调节级后压力也由原来的3.1MPa升至3.7 MPa，汽轮机高压蒸汽调节阀开度已经开全，再无调节能力，且汽轮机经常发生振动加剧的现象。尽管采取了降低机组的负荷等措施维持运行，机组的运行工况仍然不稳定，使发电机组的发电能力、安全运行受到严重影响，降低了机组运行的安全可靠性，严重威胁到炼油、化肥、化工等生产装置安全、稳定运行。
经杭州汽轮机厂专家和我公司工程技术人员会诊，分析造成上述状况的原因是由汽轮机通流部分结垢、结盐引起，对机组的安全、经济运行危害极大，因此必须尽快采取有效措施清除结垢物，保障生产装置安全、稳定运行。
2011年2月，九江石化公司进行热电联供汽轮发电机组停机检修，发现汽轮机叶片上有不同程度的结垢、结盐现象。对汽轮发电机组汽轮机叶片灰褐色粉状垢样进行分析检测，发现其中酸不溶物（主要成分SiO2）为95.2%，CaO 0.25%、MgO 0.06%、Fe2O3 1.33%、Al2O3 0.19%。经公司各方专业技术人员对热电联供汽轮发电机组汽轮机叶片结垢的特点、原因进行论证和分析，认为主要是由于蒸汽、凝结水的品质降低而导致机组汽轮机叶片形成不同程度的结垢。
1.结垢的成因初步判断为：化肥脱盐水装置将回收来的各种凝结水与生水混合，进入树脂交换器进行除盐，一旦凝结水品质差，就会和生水在树脂中形成胶状物，树脂去除掉的胶状物（含Fe2O3、Al2O3和SiO2等物质）随除盐水进入除氧器和锅炉汽包。饱和蒸汽携带的硅酸，在过热蒸汽中会失水变成SiO2，在高温状态下，胶状物Si元素被释放出来，只能排掉一部分，其他的Si元素随过热蒸汽进入热电联供汽轮发电机组汽轮机，长周期运行过程中在汽轮机叶片上逐渐附着形成SiO2结垢。
2.延迟焦化装置凝结水、化肥合成氨装置凝结水等3股凝结水进入采暖系统替代低压蒸汽作为热源，再进入热电脱盐水装置进行处理。上述凝结水经过采暖系统循环后，水中Fe2O3含量大幅上升，远远超过现有化肥脱盐水装置脱除Fe3+的能力，造成二级除盐水Fe2O3超标，导致热电联供汽轮发电机组的汽轮机、除氧器、锅炉汽包等设备出现不同程度的铁腐蚀现象，如除氧器和汽包内壁呈铁锈红色、汽轮机转子腐蚀、叶片结垢、高压段冲击腐蚀。
3 .热电联供汽轮发电机组的汽轮机喷嘴和动叶片在蒸汽中Fe、Si、Ca等杂质严重超标的情况下运行，逐渐形成结垢。根据主蒸汽流量增加、调节级后压力上升、凝汽器真空度同时上升，调节级后的第四级——第六级压力级结垢情况尤为严重；调节级、第二级、第三级由于蒸汽参数较高，结垢相对较轻；第七级、第八级在湿蒸汽区运行，故结垢的可能性较小。
公司针对热电联供汽轮发电机组汽轮机叶片结垢的情况， 于2011年2月对该汽轮发电机组进行停机检修，采用湿蒸汽清洗方案清洗汽轮机叶片的结垢物，即在低负荷、低转速（3300～3500 r/min）、锅炉降压降温情况下，用低温（220～250 ℃）、低压（1.9～2.1 MPa）饱和湿蒸汽冲洗清除结垢物，使进入汽轮机第一个结垢级的蒸汽有2%的湿度，利用湿蒸汽做功的同时冲刷结垢物的喷嘴和动叶片，将结垢物充分溶解，并随做功后的排汽凝结水带出机组。具体操作方法是：降低热电联供汽轮发电机组汽轮机的负荷，将汽轮机由抽汽凝汽式变为凝汽式运行，将汽轮机的转速降低到3300 r/min，避开汽轮机的临界转速，且在2673 r/min和4233 r/min这2个临界转速点之间有较宽的浮动范围。严格控制主蒸汽流量在12～15 t/h,不宜过大，防止轴向位移过大,但蒸汽流量也不宜过低，会造成清洗不彻底。进汽温度略高于该压力下的饱和蒸汽温度，根据清洗时的情况可在清洗后期适当提高新蒸汽的过热度，以减轻对已清洗好的叶片的冲蚀。手动用自动主蒸汽阀门控制蒸汽流量，清洗过程中每10 min检测1次凝结排水的电导率，不合格凝结水排地沟。并重点监控汽轮机膨胀值、轴向位移、振动和温度等重要运行参数在指标范围之内，汽轮机运行参数出现大的波动以及主机监视参数过大应果断停机处理。2011年2月20日17时20分开始清洗，在清洗合格后，将汽轮机主蒸汽进汽温度和压力逐渐提高，汽轮发电机组提速正常并加载，这样有利于进一步清除沉积物。经过停机检查，汽轮机叶片结垢层清除效果良好。2011年2月26日，九江石化热电联供锅炉点火运行，发电机组汽轮机恢复满负荷运行，主蒸汽用量减少，各运行参数都控制在指标范围之内。
截至2012年3月，九江石化热电联供汽轮发电机组汽轮机已经连续运行13个月，汽轮机轮室压力在6.8 MPa左右。在抽汽状态下，高压蒸汽调节阀开度基本达到了原始开车时开度的85%。在全凝时，高压蒸汽调节阀开度在50%。热电联供汽轮发电机组实现了经济、安全运行，达到了预期效果。工业应用实践证明，使用低温、低压饱和湿蒸汽冲洗清除汽轮机叶片结垢物的方案是可行的。
公司针对热电联供汽轮发电机组汽轮机叶片结垢的成因采取了相应的技术改进和管理措施，并对蒸汽、凝结水品质管理各环节存在的问题进行了整改。
1．质量管理中心加强蒸汽、凝结水品质的监测，及时采样，分析锅炉给水、炉水、疏水、凝结水、饱和蒸汽、过热蒸汽等，保证蒸汽、凝结水质量合格。由于目前公司质量管理中心现有检测设备无法分析水中络合态的硅，所以在设备运行过程中一旦发现锅炉水可溶性SiO2含量超标要及时汇报，并联系质量管理中心同时采集锅炉水和除盐水样做全硅化验检测，对高温状态硅释放进行验证。
2.热电作业部脱盐水装置回收的全厂各种凝结水相对较为复杂，凝结水回收要进一步优化工艺运行方式，对工艺凝结水和透平凝结水区别对待和处理。目前，延迟焦化装置凝结水已改炼油系统除油、除铁装置处理后进除氧器进行回收利用；采暖凝结水目前因为没有过滤设备而另外回收利用。通过采取以上措施，严格控制热电脱盐水装置回收的各种凝结水质量和蒸汽品质在工艺要求的范围之内，尽量减少含硅元素胶状物的形成。
3.热电联供发电机组汽轮机在运行过程中，发现有叶片结垢等类似问题要及时处理，避免运行工况进一步恶化。在机组运行一定时间后，根据机组运行效率定期对汽轮机的通流部分结垢物进行清洗，降低设备能耗，以保证机组高效、经济运行，从而保障生产装置安全、稳定运行。
4.机械动力处负责组织完善蒸汽、凝结水的分析项目和频次，加强对蒸汽、凝结水品质的监测和管理。化肥作业部、热电作业部在蒸汽、凝结水品质管理工作上存在不足，作业部尽快采取整改措施，成立攻关小组，按期完成攻关会布置的各项工作。
5.热电作业部通过整理全年回收延迟焦化装置凝结水期间锅炉水可溶性二氧化硅含量超标的数据，完善热电联供锅炉汽包水位的校零工作，严格监控汽包水位，避免水位波动太大，同时加强检查与考核；进一步组织对锅炉水pH值不合格原因进行分析，并提出处理措施。热电作业部进一步完善在线监测仪表，逐月统计产汽单位磷酸三钠等药品的耗量。
6.化肥作业部恢复合成氨装置气化炉废热锅炉加药工作，与质量管理中心对接协调解决废热锅炉取水样的问题，组织专题技术攻关，进一步提高除氧水溶解氧合格率。
经过公司各部门的共同努力，通过采取一系列有效措施严格监控蒸汽、凝结水品质，提高了蒸汽、凝结水品质分析的准确性，最大程度地降低了蒸汽、凝结水中的杂质含量，减少蒸汽对Fe、Si、Ca离子的溶解携带，使蒸汽、凝结水品质合格率逐月提高。据统计，2009年全厂蒸汽、凝结水品质合格率是83.81%，2010年为92.33%，2011年为3.87%，2012年2月份达到了95.62%。通过一系列措施使热电联供发电机组汽轮机叶片结垢、积盐情况得到了明显改善，杜绝了因蒸汽、凝结水品质原因引起的非计划停机、停炉、停电等设备事故的发生，从而达到机组高效、安全、稳定、经济运行的目的。