《安全技术》之300MW汽轮机通流部分结垢清洗及防范.doc

300MW汽轮机通流部分结垢清洗及防范嵩屿电厂1号机组带300MW负荷运行中跳闸后快速恢复负荷后发现凝结水含钠大大超标机组无法带满负荷正常运行。经查系凝汽器钛管破裂大量海水进入热力系统造成汽轮机通流部分结盐机组带负荷能力降低。经采用湿蒸汽清洗的方法逐渐清除汽轮机通流部分的积盐使机组正常运行。1故障经过嵩屿电厂1期2台N300/16.7/537/537引进型300MW汽轮机凝汽器管全部选用钛管并采用海水开式循环冷却系统。1998-10-10T10：201号机组带300MW负荷进行高压密封油备用泵定期试转15s后隔膜阀失去油压汽机跳闸炉MFT。经检查为B侧凝汽器钛管泄漏即开始降负荷退B侧凝汽器堵漏化学人员迅速提高炉水磷酸盐浓度全开连排、定排快速排污。17：25隔红外线凝汽器B侧查出2根钛管断裂凝汽器B侧隔绝后凝结水水质迅速好转。11日凝汽器堵漏结束并抽干泄漏的海水。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。即使将主汽压力提升至17.35MPa（较原来升高1.2MPa）也只能带270MW。2原因分析通过对跳机前、后运行参数的比较及对高压主汽阀、调阀逐个活动试验排除了阀门门芯脱落的可能。经分析后确认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致使2根钛管当场被截断。致使海水泄漏入凝汽器进入热力系统。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调节级压力升高了1MPa、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）。据此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使机组无法带至额定负荷。3故障处理根据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的特点可以判断其结盐量大但盐垢结构较松散。因此宜尽快采用湿蒸汽对汽轮机通流部分进行冲洗防止盐垢板结变硬。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℃。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凝结水含钠量随负荷降低而升高在负荷降至最低时凝结水含钠量骤然上升至6500μg/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含钠量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从486℃降低至396℃后过热蒸汽含钠量骤然上升最高升至16000μg/L后缓慢下降说明过、再热管盐垢被湿蒸汽大量冲脱。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20h低负荷清洗取得明显的效果；机组带负荷能力提升20MW调节级压力降低了0.3MPa、汽轮机各级抽汽压力、温度不同程度恢复。但随着清洗的继续抽汽压力从原来的偏低变化为偏高最高时比正常工况值高0.3MPa。在清洗过程中出现这种现象：当过热汽中的钠被大量冲脱时凝结水中的钠并未呈相应的上升趋势。这种现象说明过、再热管中被冲脱的盐垢部分在汽轮机的通流部分上沉积。在清洗过程中汽机缸胀由+22.35mm降至+18.5mm差胀由+14.8mm降至+6.8mm推力轴承金属温度均控制在正常范围内。从各级抽汽压力变化可以看出汽轮机通流部分结垢从高压缸清洗至中、低压缸由于低负荷下流量少且凝结水、过热汽中的含钠量趋于稳定故在负荷提升至300MW的过程中随着负荷的升高凝结水中的含钠量由150μg/L升高至520μg/L后呈较缓慢的下降趋势这说明高负荷下盐垢被冲洗带出。随着通流部分盐垢冲脱抽汽压力偏高现象从高压缸末几级移至中压缸、低压缸后趋于正常。3.2湿蒸汽清洗注意事项（1）在湿蒸汽冲洗过程中需要锅炉加大排污量这将导致炉水pH值降低。为提高炉水pH值除加大磷酸盐药量外可按比例适当添加少量的NaOH。（2）机组降至20%~30%额定负荷要求主、再热蒸汽仅50~80℃的过热度。因降低主汽温度较为困难故可采用对水冷壁吹灰的方法。为防止炉膛熄火选择离开燃烧器较远的第3、4排吹灰较佳。（3）严密监视汽轮机差胀、振动、