再热蒸汽冷段管道水冲击的原因分析和控制措施

欧一顺

(华能东方电厂,海南东方 572600)

0 引言

华能东方电厂 2#汽轮机由哈尔滨汽轮机厂生产,型号为 CLN350-24.2-566/566,型式为超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、纯凝式汽轮机。所配锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的 HG-1100/25.4-YM1型超临界直流锅炉。该锅炉配置有两台动叶可调式送风机,以提供炉内煤粉燃烧所需的大量氧气;锅炉过热汽温主要通过调节煤水比为粗调,以一、二级减温水为细调的方式加以控制;再热汽温的调节方式主要采用锅炉尾部烟气挡板控制,并在再热器进口管道上装设有喷水减温器,做为事故情况下控制再热汽温用。

2#机组的蒸汽系统流程如图 1所示。从锅炉来的主蒸汽先进入汽机两个高压主汽阀,由每侧各两个高压调节汽阀流出,经过 4根高压导汽管进入高压缸,做功后的蒸汽由高压外缸下部两侧排出,经高排逆止阀、再热蒸汽冷段管道进入再热器加热。再热器出来的蒸汽经再热蒸汽热段管道进入汽轮机的两个中压主汽阀,然后由两个中压调节汽阀流出,经过中压导汽管由中部进入中压缸,蒸汽做功后从中压缸上部排汽口排出,经中、低压缸连通管,进入低压缸中部,经正反向进入双分流结构的低压缸做功,乏汽经两端的排汽口向下流入安装在低压缸下部的凝汽器。

2009年 11月 20日,2#汽轮机在低负荷暖机结束后准备做超速试验前,在做主汽阀、调节汽阀严密性试验过程中发生了因设备及人员操作原因引起的再热蒸汽冷段管道水冲击事件。在发生水冲击的过程中,再热蒸汽冷段管道及其相连的高压旁路管道发生了大幅振动,造成高排逆止阀一导向支吊架变形;再热蒸汽冷段管道在由汽机房引至锅炉房的穿墙孔处,因管道振动,穿墙孔四周的墙面被损坏,穿墙孔孔径增大,该处的化装板掉落;高旁减压阀就地操作手轮被振落;再热蒸汽冷段管道多处保温层被损坏。

图1 蒸汽系统流程

1 事件的发生过程

19∶23机组负荷 22MW,低负荷暖机,为汽机超速试验做准备。此时的再热器出口蒸汽温度为499℃,为控制再热汽温的继续升高,运行人员将再热器事故喷水调门由 32%逐渐开至 35%,减温水流量从 7.57T/h逐渐增加至 13T/h,再热器温度从499℃逐渐开始下降。此时的再热器烟气挡板已关至很小(9%的开度),已无调节余地。

19∶30汽机低负荷暖机结束,机组减负荷到 0,发电机解列,汽机维持 3000r/m空转,高、低压旁路阀为关闭状态,关闭高、中压主汽阀,开始做主汽阀严密性试验。

19∶58汽机主汽阀严密性试验合格,汽机打闸。

20∶00主蒸汽压力 14.63MPa,主蒸汽温度500℃;再热蒸汽压力 0.02MPa,再热蒸汽温度486℃,高排逆止阀前后疏水门为开启状态,高、低压旁路阀为关闭状态。汽机挂闸,开始重新冲转,目标转速 3000r/m,准备做调节汽阀严密性试验。

20∶02汽机转速升至 900r/m时,现场巡检人员发现汽机房再热蒸汽冷段管道发生强烈振动,立即通知集控室值班员,对汽机打闸停机。同时 DCS上发现高排逆止阀前后的疏水罐已发出“液位高”报警信号,且高排逆止阀前后两对温度测点(如图 1所示)的上下温差很大,立即关闭再热器事故喷水调节阀。

20∶35汽机转速到零,投入连续盘车。

22∶58经就地全面检查,并对再热蒸汽冷段管道保温层及支吊架进行处理后,汽机开始重新挂闸冲转。

23∶25汽机 3000r/m定速,关闭高、中压调节汽阀,做调节汽阀严密性试验。

23∶55汽机调节汽阀严密性试验结束。

2 原因分析

由于锅炉两台送风机的选型偏大,加上送风机可调动叶的零位未标定好,将两台送风机的动叶均关至 0%后,锅炉总风量仍有 760T/H,正常情况应在 550T/H以下。低负荷时炉内的大量热量被烟气带到再热器处(锅炉配置有两级再热器,低温再热器布置在尾部竖井烟道,高温再热器布置在炉膛出口水平烟道,两者均以对流换热为主要传热方式),虽将再热器侧的烟气挡板关至很小(9%的开度),再热汽温仍偏高。在正常情况下,再热汽温只需通过锅炉尾部烟气挡板来调节。另外,在机组低负荷和汽机 3000r/m空转时通过再热器的蒸汽流量较少,再热汽温很容易升高。为满足机组冲转和低负荷暖机时对主、再热汽温的要求,运行人员提前开起再热器事故喷水来控制再热汽温。

在机组解列前和解列后维持3000r/m空转的过程中,再热器内有一定量的蒸汽通过(再热汽压0.3MPa),能够将再热器的事故喷水及时蒸发带走,不会有疏水产生。在做汽机高、中压主汽阀严密性试验时,因关闭了高、中压主汽阀,高、低压旁路阀按试验要求也处于关闭状态,再热器内无蒸汽通过。由于未及时关闭再热器事故喷水阀,使进入再热器的事故喷水在高度差的作用下沿再热蒸汽冷段管道倒流至高排逆止阀处(再热器事故喷水减温器位于锅炉房 34.9m,高排逆止阀位于汽机房 2.8m的高度)。又因高排逆止阀处的疏水管管径较小,再热器冷段又无压力,大量的积水不能被及时疏走。当高、中压主汽阀严密性试验结束,汽机再次挂闸冲转时,进入再热蒸汽冷段管道的蒸汽与高排逆止阀处的大量积水发生冲击,引起再热蒸汽冷段管道及与其相连的高压旁路管道发生强烈振动。

在汽机选择再次冲转准备做高、中压调节汽阀严密性试验前,高排逆止阀前后的疏水罐已发出“液位高”报警信号,且高排逆止阀前后两对温度测点(如图 1所示)的上下温差已超过规程规定的42℃(T1测点温度 273℃,T2测点温度 172℃,上下壁温差达 101℃;T3测点温度 267℃,T4测点温度223℃,上下壁温差达 44℃)。由于监盘人员的疏忽,未及时发现,并对汽轮机盲目挂闸冲转,从而引发此次水冲击事件。

3 防范措施

加强设备管理。针对两台送风机选型偏大,可调动叶零位标定不合理的现状,在停炉情况下重新对两台送风机可调动叶的零位进行标定,保证两台送风机可调动叶开度在 0%时,锅炉的送风量不超过 550t/h,以避免在锅炉低负荷时炉膛内大量热量被烟气带到再热器处,造成再热汽温升高,从而避免在锅炉低负荷时需要通过开起再热器事故喷水来控制再热汽温的状况发生。11月 25日在对两台送风机动叶零位重新标定后,在锅炉低负荷时,在不开起再热器事故喷水的前提下,通过调节再热器侧烟气挡板的开度能有效地控制再热汽温。

强化人员培训,提高操作技能。由于操作人员未对 DCS上各参数的变化进行仔细监视;也未对特定的试验过程中,开起再热器事故喷水所留下的隐患进行清醒认识,导致此次水冲击事件的发生。因此,需要加强人员培训,提高人员的操作水平,增强人员对监视画面中各参数变化的敏感度,以及培养运行人员具备对任何单一操作,可能会引起整个系统的不安全有充分认识和理解,以便能及早发现问题,及时进行处理,避免异常和事故的发生。

制定完善的试验方案,并组织相关人员进行学习,并对试验过程中可能存在的危险点进行提前分析,做好事故预想。此次试验虽然也制定有试验方案,但方案中未对可能存在的危险点进行详尽分析。

完善控制逻辑。严格贯彻执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中第 10.1.3.9条“机组在起动或低负荷运行时,不得投入再热器事故喷水”的要求,在控制逻辑中完善“低于 30%负荷闭锁开起再热器事故喷水调节阀”的条件,避免人员误操作的发生。

4 结束语

此次发生的再热蒸汽冷段管道水冲击事件,虽未对设备造成重大损坏,但从现场检查结果看,水冲击过程中产生了较大的冲击力,如发现不及时、不进行果断处理将会造成一起大的设备损坏事故。此次异常事件具有一定的典型性,在今后做汽轮机主汽阀、调节汽阀严密性试验过程中需引起高度重视。