300MW汽轮机通流部分结垢清洗及防范.doc

嵩屿电厂一期两台N300/16.7/537/537引进型300MW汽轮机,凝汽器管全部选用钛管,采用海水开式循环冷却,自1996年初投产以来运行工况良好, 1998年10月10日10:20,#...300MW50MW，经采用湿蒸汽清洗的方法，逐渐使汽轮机通流部分的积盐清洗析出，恢复机组的正常运行，同时提出防范措施，避免类似情况的再次发生 。 关键词：凝汽器 钛管 结盐 清洗 防范措施 概述 嵩屿电厂一期两台N300/16.7/537/537引进型300MW汽轮机，凝汽器管全部选用钛管，采用海水开式循环冷却，自1996年初投产以来运行工况良好， 1998年10月10日10:20，#1机组带300MW负荷，进行设备定期试转高压密封油备用泵（SOB）15秒后隔膜阀油压失去，汽机跳闸，炉MFT。10：57机组并网带负荷， 化学监测站测得凝结水Na:250000μɡ/L、DD：1500μs/cm、YD：8.25mmol/L、CL：650mg/L，判断为B侧凝汽器钛管泄漏，即开始降负荷退B侧凝汽器堵漏，化学迅速提高炉水磷酸盐浓度，全开连排、定排快速排污, 17:25隔绝凝汽器B侧查出二根钛管断裂，凝汽器B侧隔绝后，凝结水水质迅速好转,11日1:00凝汽器堵漏结束，并抽干泄漏的海水，6:00凝结水中Na降低至 320μɡ/L、其余参数正常，机组从150MW开始升负荷，至额定参数时仅能带270MW。与正常工况相比（跳机前），在初参数相同的情况下带负荷能力下降了近45MW，将主汽压力提升至17.35 MPa (较原来升高1.2MPa)的情况下也仅能带270MW。下面是此次跳机前后的主要参数变化表图（见表一、图1）： 表一：10日机组工况变化过热汽、凝结水含钠趋势表 2 原因分析 通过对跳机前、后运行参数的比较（详见表一）及对高压主汽阀、调阀逐个活动试验，排除阀门门芯脱落的可能，经分析机组跳闸后大量疏水瞬间进入凝汽器，将配水器击落，直接撞击钛管，至使两根钛管当场被截断。估算泄漏入凝汽器海水量：Ψ（泄漏率）=（SNi-SQ）/SL=（25000-9500）2.4％，凝结水流量按850t/h，大约有20 t的海水进入热力系统，由于机组并网带负荷速度较快，大量的减温水直接喷入过热器和再热器，导致主、再热蒸汽严重污染，与正常运行工况相比，在初参数相同的情况下带负荷能力下降了45MW负荷，调节级压力升高了1 MPa、温度升高11℃、各级抽汽压力、温度却不同程度降低，给水温度升高4℃，给水流量减少（随时间推移，上述现象加剧）；推断为汽轮机通流部分结盐、流通不畅，导致汽轮机做功能力下降，机组负荷无法带至额定负荷。 3 故障处理 分析本次循环水泄漏量大，凝结水含盐浓度高，汽轮机结盐过程时间短暂，其特点是结盐量大，但盐垢结构较松散。根据以上分析宜尽快采用湿蒸汽对汽轮机通流部分冲洗，防止时间拖延盐垢容易板结变硬，依据蒸汽溶盐的特性和专家意见此次冲洗时带20～30％ 额定负荷，主、再热蒸汽压力为20～30％额定负荷下的额定汽压，温度控制在50℃～80℃的过热度且不低于汽轮机调节级金属温度56℃为限。具体参数见（表二）： 表二： 机组低负荷冲洗参数 负荷（MW） 主汽压力（MPa） 主蒸汽温度（℃） 再热汽温（℃） 70 7．0 336 ～ 366 336 ～ 366 70 7．5 341 ～ 371 341 ～ 371 70 8．0 345 ～ 375 345 ～ 375 70 8．5 349 ～ 379 349 ～ 379 70 9．0 353 ～ 383 353 ～ 383 70 10．0 361 ～ 391 361 ～ 391 70 11．0 368 ～ 398 368 ～ 398 70 12．0 375 ～ 405 375 ～ 405 3.1通流部分湿蒸汽清洗工况变化情况 机组从14:00开始降负荷对通流部分进行湿蒸汽清洗，按上表控制主、再热蒸汽压力、温度，清洗期间采用交变负荷、交变压力、交变温度进行，当机组负荷从256MW降至38.6MW，凝结水Na随负荷降低而升高，在负荷降至最低时，凝结水Na骤然上升至6500 ug/L后逐渐下降，说明汽轮机通流部分盐垢被湿蒸汽大量冲洗带出，机组负荷降低后过热蒸汽Na与凝结水相反，呈逐渐减少趋势；当机组负荷稳定在20～30％后，随着凝结水含钠量增加过热汽含钠略有增加，但当主汽温度486℃降低至396℃后，过热蒸汽Na骤然上升，最高升至16000 ug/L后缓慢下降，说明过、再热管盐垢被湿蒸汽大量冲脱。各参数的变化详见（表三）： 表三.湿蒸汽清时洗凝结水、过热汽含钠变化趋势表 机组湿蒸汽清洗过程中，锅炉加大定排、连排的排污量，经过近20小时低负荷清洗取得明显的