6#发电机组带负荷清洗方案.doc

重庆中节能三峰能源有限公司CCPP 6#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CCPP 6#、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 CCPP 6#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： 5.880.1960.294MPa，进汽温度: 4801020，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()2012.11.2825.10.3793423.21702013.1.1322.50.67 88424.176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()5.9 274.4 294.4 5.8 273.3 293.3 5.7 272.2 292.2 5.6 271.0 291.0 5.5 269.9 289.9 5.4 268.7 288.7 5.3 267.5 287.5 5.2 266.3 286.3 5.1 265.0 285.0 5.0 263.9 283.9 4.9 262.7 282.7 4.8 261.3 281.3 4.7 260.0 280.0 4.6 259.0 279.0 4.5 257.4 277.4 4.4 256.0 276.0 4.3 254.6 274.6 4.2 253.0 273.0 4.1 251.8 271.8 4.0 250.0 270.0 3.9 248.8 268.8 3.8 247.3 267.3 3.7 245.7 265.7 3.6 244.0 264.0 3.5 242.5 262.5 3.4 240.8 260.8 3.3 239.0 259.0 3.2 237.4 257.4 3.1 235.6 255.6 3.0 233.8 253.8 2.9 231.9 251.9 2.85 231.0 251.0 2.80 230.0 250.0 2.75 229.0 249.0 2.70 228.0 248.0 2.65 227.0 247.0 2.60 226.0 246.0 2.55 224.9 244.9 2.50 223.9 243.9 2.45 222.8 242.8 2.40 221.7 241.7 2.35 220.6 240.6 2.30 219.5 239.5 2.25 218.4 238.4 2.20 217.2 237.2 2.15 216.0 236.0 2.10 214.8 234.8 2.05 213.6 233.6 2.00 212.3 232.3 1.95 211.0 231.0 1.90 209.7 229.7 1.85 208.5 228.5 1.80 207.1 227.1 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050mm, 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1.81.9MPa，温度在227230。(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1.81.9MPa，温度在227230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 -8085 kPa 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+20 ug/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11.5/m in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. 010. 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