6发电机组带负荷清洗方案

重庆中节能三峰能源有限公司CCPP6#发电机组带负荷清洗方案编写：审核：批准：重庆中节能三峰能源有限公司2013年1月目录一、组织机构二、概况：三、清洗方案的确定四、清洗控制要求五、清洗步骤六、操作注意事项为保证重庆中节能三峰能源有限公司CCPP6#、8#、9#、10#汽轮发电机组带负荷清洗正常进行，确保清洗过程的安全，特编制本方案。一、组织机构成立中节能带负荷清洗指挥组，组长由重庆中节能三峰能源有限公司总经理担任，成员包括公司安全、汽轮机专工、锅炉专工、化水专工、相关部门领导及运行人员组成。组长：胡祥东副组长：张维、朱小棣成员：唐勤贵、周利、唐令、刘荣贵、周斌、晏家志、陈万伟、王鸿、邹小丰及锅炉、汽机、化水运行人员。维护单位：重庆中电。二、概况CCPP6#发电机，型号为N25-5.8/0.4，次高压次高温补汽凝汽器式汽轮机，进气压力：5.88±0.1960.294MPa，进汽温度:480±1020℃，额定功率为25MW，自2012年12月以来，复速级后压力、轴位移、推力瓦温等持续上涨，效率持续降低，已限制出力运行。严重影响机组的安全经济运行。见表1。表1、2012.11.28与2013.1.13部分数据对比机组状态负荷（MW）轴位移（mm）主蒸汽流量（t/h）调节汽门开度（mm）复速级后压力(MPa)推力瓦温(℃)2012.11.2825.10.3793423.21702013.1.1322.50.6788424.176依据汽轮机《调节气阀特性线》变化曲线，工艺数据为：蒸汽流量88.4t/h，补气流量8t/h，电负荷25MW，调节汽门开度40mm，复速级压力为3.2MPa。而2013.1.13报表数据显示，复速级压力比正常值高出0.89MPa。根据汽轮机调节级与通流部分的蒸汽流量成近似正比例的关系，可以在汽轮机运行中监视压力变化，以判断蒸汽流量的变化及通流部分是否结垢。从复速级后压力4.1MPa表明汽轮机明显结垢；根据《汽轮机检修规程》，汽轮机监视段的压力变化不得超过15%，而0.89/3.2=27.8%＞15%，必须进行清洗。三、清洗方案的确定1、汽轮机结垢常用处理办法（1）汽轮机解体人工除垢法。打开汽缸大盖，吊出转子、隔板等，用人工清除和喷砂的方法除垢，处理一次的工作量相当于汽轮机一次大修，劳动强度大，工期长，而且处理不彻底，严重影响发电量。（2）化学清洗法。用柠檬酸或稀盐酸通过蒸汽管打入轮室中进行循环洗涤，清洗较为干净，但对汽轮机有一定的腐蚀作用，影响汽轮机运行的寿命。（3）过饱和蒸汽冲洗法。利用过饱和蒸汽在汽轮机叶片中流动时的溶解和冲刷特性,在一定的温度、压力下带负荷清洗。汽轮机带20%～25%额定负荷调速汽门全开。该法简单，不需停产，但适用于处理易溶的盐类结垢。通过对8#发电机调速汽门积盐的分析，发现积盐的形态是红白疏松粉状混合物，成分主要是易溶于水Na2CO3和Na2H2PO4等钠盐，故用过饱和蒸汽法是合适的。2、为完成发电任务，减少非计划停机时间，综合以上3种方法，采用第三种低负荷过饱和湿蒸汽清洗。清洗及准备、恢复工作预计20小时。该工作预计在本月下旬配套3#高炉16小时休风期间同步进行。四、清洗控制要求1、机炉由原来的母管分段制改为单元制。2、汽轮机带20%额定负荷(目的是让调速汽门全开)。3、带负荷清洗时,运行工况将发生很大变化,操作控制稍有不慎,将对汽轮机的安全造成极大威胁。在满足清洗效果的前提下,应严格控制轴向位移小于0.8mm,严格控制推力瓦温度小于90℃。4、为了既能保证机组的安全运行，又能保证取得预期的清洗效果。机组带负荷清洗时，要求积垢的级段处在湿蒸汽状态下工作。若蒸汽湿度过小，清洗效果差；蒸汽湿度大，叶片受力大，对安全不利。根据规范，一般选用蒸汽的参数，以进入结垢级（本机组为复速级）的蒸汽有2%以上的湿度和末级的湿度不超过15%～18%为原则。据此，经推算确定清洗压力P0′=1.8MPa,所对应的饱和温度为ts′=207℃,则清洗温度为t0′=ts′+20℃=227℃。5、降温降压过程约为4小时，降温速度为每分钟1℃，降压速度与降温速度必须相配合，降温、降压曲线见图1及表2，在参数下降过程中防止出现上下缸温差超过50℃，若温差过大，暂缓降温降压，或由调门控制方式改为电动主汽门进汽方式。图1、主蒸汽压力温度下降曲线图1、主蒸汽压力温度下降曲线0.01.02.03.04.05.06.07.00.01.03.04.0时间h蒸汽压力0.050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0蒸汽温度蒸汽压力蒸汽温度表2、主汽压力、饱和温度，控制温度表主汽压力（Mpa)饱和温度(℃)控制温度(℃)5.9274.4294.45.8273.3293.35.7272.2292.25.6271.0291.05.5269.9289.95.4268.7288.75.3267.5287.55.2266.3286.35.1265.0285.05.0263.9283.94.9262.7282.74.8261.3281.34.7260.0280.04.6259.0279.04.5257.4277.44.4256.0276.04.3254.6274.64.2253.0273.04.1251.8271.84.0250.0270.03.9248.8268.83.8247.3267.33.7245.7265.73.6244.0264.03.5242.5262.53.4240.8260.83.3239.0259.03.2237.4257.43.1235.6255.63.0233.8253.82.9231.9251.92.85231.0251.02.80230.0250.02.75229.0249.02.70228.0248.02.65227.0247.02.60226.0246.02.55224.9244.92.50223.9243.92.45222.8242.82.40221.7241.72.35220.6240.62.30219.5239.52.25218.4238.42.20217.2237.22.15216.0236.02.10214.8234.82.05213.6233.62.00212.3232.31.95211.0231.01.90209.7229.71.85208.5228.51.80207.1227.1五、清洗步骤1、第一阶段:降温降压，时间约为4小时(1)准备工作关闭蒸汽母管1#隔断阀、2#机电动主汽阀（1#发电机单独对2#发电机）、5#炉并汽阀（5#发电机低负荷运行，蒸汽直接放散），3#、4#发电机停机检修，130t/h锅炉单独对6#发电机。(2)停补气，稍开主蒸汽管道及汽机本体疏水阀。(3)按照绘制的压力、温度滑降曲线,进行变工况控制。降压速度控制在0.01～0.02MPa/min,降温速度控制在1℃/min,直至调速汽门全开。在此过程中,保证主蒸汽温度有20℃以上的过热度,允许蒸汽温度比金属温度低20～50℃。主蒸汽温度、压力滑降曲线见图1，温度控制见表2。(4)130t/h锅炉汽包水位控制在0～50mm,停止加药。(5)随着压力和温度的降低,负荷降至20%的额定负荷。控制主蒸汽压力为1.8～1.9MPa，温度在227～230℃。(6)检查机组胀差、振动、位移、推力瓦温度等,均应无异常。2、第二阶段：清洗过程，时间约为8小时(1)维持主蒸汽压力为1.8～1.9MPa，温度在227～230℃不变,进入清洗状态，连续运行约8小时，凝结水排地沟。(2)在机组进入清洗状态时,将凝汽器真空控制在-80～85kPa之间,比正常略低,以防止末级叶片处蒸汽湿度过大。(3)在清洗过程中,随着机组负荷的降低,循环水量也要逐步减少,维持凝结水正常过冷度,以减少不必要的能源浪费。(4)每隔10min化验凝结水一次，记录电导率及Na+含量,待Na+含量低于Na+＜20ug/L时,冲洗过程结束。3、第三阶段：系统恢复(1)进行升温升压操作,先按1～1.5℃/min的速度升温,使主蒸汽温度高于此压力下的饱和温度50℃以上后,同时均匀提升压力及温度(升压按0.01～0.02MPa/min进行控制)，直至正常。（2）凝结水系统恢复，凝结水送至母管。（3）逐步升至25MW，记录报表数据。六、操作注意事项1、冲洗过程中司炉、司机应密切配合,关键环节应专人监控,如监控锅炉过热器及汽轮机现场等。2、清洗前应进行机炉主蒸汽温度测点校验,减少温度的误差;确认机组各保护装置良好,高低压油泵试运转正常。3、应平稳控制蒸汽温度及压力。一般情况下,压力比较容易控制,可直接通过调整锅炉燃烧或调整过热器电动放空阀来控制。温度控制比较困难,因为在低负荷情况下,减温水量较小,温度变化的反映有一定的滞后。掌握规律是平稳控制温度的关键,应适当关小减温水电动调节阀前后的手动阀,使电动调节阀位开度在30%～70%的线性区域内,并做到超前调节。4、由于清洗时的凝结水含盐量很高,应全部排入地沟。5、在整个清洗过程中,应严密监视机组轴向位移及推力瓦的温度,因推力瓦的温度对蒸汽湿度的变化较为敏感。6、如果主蒸汽管疏水管道发生轻微水击,应开大自动主汽门前的疏水阀,并暂停降温。7、当出现下列现象时应立即打闸停机:�机组出现水冲击;�汽缸和蒸汽管的法兰结合面冒白色蒸汽;�轴向位移发生明显变化;�机组发生剧烈震动;�机组发生甩负荷。重庆中节能三峰能源有限公司2013年1月