1、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。1998-10-10T10：20，1 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，
2、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
3、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
4、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 5080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 6500g/L 后逐渐下降，说明汽轮机通流部分盐垢
5、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 16000g/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
6、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 150g/L 升高至 520g/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5080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。（
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