当前位置首页 > 行业资讯 > 技术应用 > 正文

化肥汽轮发电机及氮气压缩机叶片结垢

发布日期:2017-11-16 来源: 中国选矿选煤网 查看次数: 1787
核心提示:  G技术版化肥汽轮发电机及氮气压缩机叶片结垢原因分析及处理汪学峰(中国石油化工集团公司九江石油化工总厂,江西九江332004)电机组汽轮机叶片结垢的原因和危害,并采取了相应的处理方法和多项改进措施。

  G技术版化肥汽轮发电机及氮气压缩机叶片结垢原因分析及处理汪学峰(中国石油化工集团公司九江石油化工总厂,江西九江332004)电机组汽轮机叶片结垢的原因和危害,并采取了相应的处理方法和多项改进措施。在生产运行中加强水质监督,保证蒸汽品质,取得了明显的效果,提高了机组的运行效率,保障了机组安全经济运行。

  表1化肥氮气压缩机垢样/%样品状态酸不状90.10.530.090.112.03未测出92.86化肥热电3汽轮发电机组汽轮机垢样/%样品状态酸不中国石化股份公司九江石化公司化肥装置自备电站有一套12000kW热电3汽轮发电机组,两台190t/h锅炉主要以煤为燃料,为化肥装置和炼油装置提供蒸汽和电力。该机组长期保持良好的运行状态。

  2009年11月,首先发现热电3发电机组汽轮机在负荷未增加的情况下,主蒸汽消耗不断增加,且调节级后压力也有所上升,进汽调节阀开度也不断开大。在近1个月的时间内,新蒸汽进汽流量已由原来的98t/h增至106t/h,调节级后压力也由原来的3.1MPa升至3.7MPa,且经常发生喘振,只能降低汽轮机的负荷来维持运行,使3发电机组的发电能力、安全运行受到严重影响。

  随后,化肥氮气压缩机组、空气压缩机组也相继出现效率呈明显下降趋势等类似现象。采取降低机组的负荷等措施后,机组的运行工况仍然不稳定,通过采取提高蒸汽初压、增大进汽流量来保证化肥装置正常生产,但是降低了机组运行的安全可靠性。

  2010年3月,九江石化公司化肥装置进行停工检修,发现化肥热电3汽轮发电机组汽轮机、氮气压缩机组、空气压缩机组叶片上均有不同程度的结垢现象,该公司质量管理中心分别采集氮气压缩机和汽轮发电机叶片结垢样品进行化验检测分析,通过测定垢样中的灼烧减量百分含量及Na、Ca、Fe、Mg、Al等离子百分含量,分析数据中酸不溶物分别为90.1%和95.2%,垢样具体分析数据如表1所示。

  九江石化公司化肥检修指挥部牵头,组织机动处、科技开发处、化肥作业部、热电作业部、质量管理中心、检安石化工程公司等相关单位专业技术人员,就叶片结垢的性质和结垢形成的原因进行了论证分析,得出由于蒸汽、冷凝液品质降低而导致机组叶片形成不同程度结垢的结论。

  化肥热电3汽轮发电机组的汽轮机、氮气压缩机组和空气压缩机组叶片上结垢的酸不溶物主要成分为Si02,结垢的成因初步判断为:化肥脱盐水装置回收来各种冷凝液与生水混合进树脂交换器除盐,一旦冷凝液(主要是采暖冷凝液和延迟焦化装置冷凝液)品质差,就会和生水在树脂中形成胶状物,胶状物含有Al2O3和SiO2物质,随除盐水进入除氧器和锅炉汽包。饱和蒸汽携带的硅酸,在过热蒸汽中会失水变成Si2,在高温状态下,胶状物硅元素被释放出来,连排只能排掉部分,其他的硅元素随过热蒸汽进入汽轮发电机、氮气压缩机和空气压缩机,机组在长周期运行过程中,在叶片上逐渐附着形成SiO2结垢。

  焦化装置冷凝液、化肥合成装置冷凝液等三股冷凝液进入采暖系统替代低压蒸汽作为热源,再进入脱盐水装置进行处理,上述冷凝液经过采暖系统循环后,水中Al2O3含量大幅上升,远远超过现有除盐水装置脱除铁离子的能力,造成二级除盐水Al23超标,导致化肥氮气压缩机、汽轮发电机、除氧器、锅炉汽包等设备出现不同程度的铁腐蚀,如除氧器和汽包内壁呈红色,说明蒸汽中携带了铁、硅、钙离子等杂质。九江石化质量管理中心在检测冷凝液时,多次检测到AI2O3超标。虽然在发现超标时,即切断冷凝液,分析不超时又使用,但这已说明蒸汽中的铁、钙离子等杂质已时有超标。

  汽轮机喷嘴和动叶片在长期积累和短期蒸汽中铁、钙离子等杂质严重超标的情况下结垢。又根据主蒸汽流量增加、调节级后压力上升、凝汽器真空度同时上升的情况,认为调节级后的压力级,尤其是第四到第六级结垢比较严重,调节级、第二、第三级由于蒸汽参数较高结垢相对要轻,第七、第八级在湿蒸汽区运行,故结垢的可能性也较小。

  汽轮机喷嘴和叶片槽道结垢,产生化学腐蚀,势必造成叶片间蒸汽通流面积减小,在初压不变的情况下,汽轮机进汽量减少,严重影响汽轮发电机组的出力。汽轮机热效率每下降0.1%,供电煤耗就会增加0.1%,全年累计就要多消耗机组带同样负荷,汽轮机叶片表面结垢后工作应力增加,导致叶片工作条件偏离设计工况,会改变成组叶片的频率和振型,使汽轮机叶片振动频率复杂化,叶片安全性会大大降低,严重时会导致汽轮机叶片损坏。

  此外,当汽轮机通流部分结垢严重时,将破坏配汽机构的正常工作,并且容易造成自动主汽门、调速汽门卡死,有可能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时自动主汽门、调速汽门动作不灵活或拒动作的严重后果,以致汽轮机损坏。

  九江石化公司针对化肥热电3发电机组汽轮机、氮气压缩机组和空气压缩机组叶片结垢的情况,2010年3月化肥装置进行停工检修,清洗去除附着在机组叶片上的结垢层,取得了明显的效果。

  以清洗热电3发电机组汽轮机叶片结垢为例,在低负荷、低转速、锅炉降压降温下,用低温低压饱和湿蒸汽冲洗清除结垢。使进入汽轮机第一个结垢级的蒸汽有2%的湿度,利用湿蒸汽作功的同时,冲刷结垢的喷嘴和动叶片,将结垢层溶解,并随作功后的排气凝结水带出。

  操作方法:降低热电3汽轮发电机组汽轮机的负荷,将汽轮机由抽凝式变为全凝式运行,降低汽轮机的转速,选择3300r/min,此转速恰好避过汽轮机的临界转速,且在233r/min这两个临界转速点之间有较宽的幅动范围。控制主蒸汽流量不宜过大,防止轴向位移过大。蒸汽流量也不宜过低,会造成清洗不彻底。进汽温度略高于该压力下的饱和温度,根据清洗时的情况可在清洗后期适当提高新蒸汽的过热度,以减小对已清洗好的叶片的冲蚀,手动用自动主蒸汽阀门控制蒸汽流量,清洗过程中每10min检测一次凝结排水的电导率,不合格凝结水排地沟。重点监控汽轮机胀差、轴向位移、振动和温度等重要运行参数在指标范围之内,运行参数出现大的波动以及主机监视参数过大应果断停机。

  清洗时汽轮机的主要参数如下:主蒸汽进汽压力机转速3300~3500r/min.3月20日17:20,在锅炉压力、温度控制至以上要求后开始清洗,17:50检测凝结水电导率为155/.瓜,继续清洗至20:10,凝结水电导率降至21.8呤/cm,又清洗30min,连续检测三次,凝结水电导率均维持在20pS/cm左右,清洗合格。

  经过停机检查,汽轮机叶片结垢层清除效果良好。3月26日,化肥装置热电锅炉检修完后点火运行,3发电机组汽轮机恢复满负荷运行,主蒸汽用量减少,各运行参数都控制在指标范围之内,3汽轮发电机组实现了经济安全运行。

  九江石化公司针对叶片结垢的成因采取了相应的改进措施,并对蒸汽、冷凝液品质管理各环节存在的问题进行了整改。

  质量管理中心加强水汽品质监督,及时采样、分析锅炉给水、炉水、疏水、冷凝液、饱和蒸汽、过热蒸汽等,保证水汽质量合格。目前无法分析水中络合态的硅,在以后设备运行过程中,一旦发现锅炉水可溶性二氧化硅含量超标要及时汇报,联系质量管理中心同时采锅炉水和除盐水样做全硅分析,对高温状态硅释放进行验证。

  热电作业部脱盐水装置回收的各种冷凝液相对较为复杂,冷凝液回收要经机动处确认后,通过进一步优化工艺运行方式,对工艺冷凝液和透平冷凝液区别对待和处理。目前,焦化装置冷凝液已改炼油系统除油除铁装置处理后,进除氧器进行回收利用;采暖冷凝液目前因为没有过滤设备,暂时另外回收利用。通过以上措施,严格控制化肥脱盐水装置回收的各种冷凝液质量和蒸汽品质在工艺要求的范围之内,尽量减少含硅元素胶状物的形成。

  化肥装置氮气压缩机组、空气压缩机组和热电3发电机组汽轮机在运行过程中,发现有叶片结垢等类似问题要及时处理,避免运行工况进一步恶化。在机组运行一定的时间后,定期根据效率对汽轮机等机组的通流部分结垢进行清洗,以保证机组运行效率,降低设备能耗,保障生产装置安全稳定运行。(下转第63页)状态监测与诊断技术平均幅值方根幅值均值有效值波形指标40.8530.570.8365.131.59脉冲指标峰值指标裕度指标密度指标峭度指标7.224.539.650.088.67主要频谱峰值:表4检修后的助燃风机运行状态评估参数表测点测点1测点2测点3测点4参数1H1V2H2V3H3V3A4H4V位移/pm74552094797速度/定期检修到预知维修的转变。

网页评论共有0条评论