1000MW超超临界火电机组再热热段疏水罐泄漏原因分析及改造

张守文，李 磊，雷 鹏，郭进文（华能玉环电厂，浙江 玉环 317604）



1000MW超超临界火电机组再热热段疏水罐泄漏原因分析及改造

张守文，李 磊，雷 鹏，郭进文
（华能玉环电厂，浙江 玉环 317604）

摘 要：某电厂作为国内首台超超临界百万机组，投产运行至今已10年，在机组投产运行过程中曾出现了很多的技术难题，为了解决这些难题，该电厂多方调研并充分发挥员工积极性和创造性，将影响机组安全运行的难题陆续的得以彻底解决。本文就再热热段疏水罐罐体开裂和疏水管道断裂问题进行深入的分析，并提出了相关的改造方案，经改造后机组运行6年，未发生过疏水罐开裂和疏水管道断裂问题。

关键词：1000MW；超超临界；再热热段疏水罐；泄漏；原因分析；改造

1　背景概述

1000MW超超临界火电机组热段疏水罐泄漏严重威胁机组安全运行。超超临界火力发电机组高温再热蒸汽管道采材质为：A335 P91规格为Ф699×50的无缝钢管。疏水罐布置在再热汽门前最低点的水平管道母管上，疏水罐规格和材料是：Ф219.1×15.09 ，A335 P91。疏水罐底部至有压放水管道规格和材料：Ф31.8×4，A335 P91。至高压疏水扩容器疏水管道采用A335P91的Ф60.3×5.33无缝钢管。

2010年至2012年期间，该电厂多台机组曾陆续出现了热段疏水罐运行开裂和罐体底部疏水焊口断裂的不安全事件，严重影响机组安全运行。为彻底消除设备隐患，结合检修对热段管道疏水逻辑及疏水罐结构进行了技改，以确保机组安全稳定运行。

2　再热热段疏水罐开裂原因分析

热段疏水罐开裂主要原因是热段疏水逻辑问题和疏水罐本身结构问题。

原设计疏水逻辑为液位控制，机组负荷率低于18%且凝汽器真空度低于-60KPa疏水阀开启；疏水罐液位高且液位高高热段疏水至高压疏水扩容器疏水阀开启。

机组启动或正常运行过程中触发疏水阀开启逻辑，疏水阀开启将疏水罐内凝结水排至凝汽器。当疏水罐液位达到最低液位时疏水阀关闭，疏水罐内凝结水只能排到与疏水管底持平位置，此时凝结水面以上的筒体被再热蒸汽不断的加热，而凝结水水面以下的筒体被持续的冷却，失去热源的疏水管道会逐渐冷却至室温，当管道内的蒸汽将至饱和蒸汽以下，凝结水就会回流，造成了在凝结水水面上、下筒体金属之间和筒体的内、外壁金属之间会形成一定的温差，形成热应力，在应力的反复变化下，导致该环状区域内金属产生热疲劳，随着金属的疲劳强度不断的下降，疲劳严重的部位会产生裂纹。

这种疲劳裂纹一定是水平于水面呈环向分布的，热应力是垂直于水平面即垂直于裂纹。

3　再热热段疏水技改内容

3.1再热热段疏水逻辑的更改情况

再热热段疏水逻辑由液位控制更改为过热度、液位、负荷共同控制的复合式控制方式，可在启停阶段达到节能减排的效益，并能减少正常运行期间疏水罐温差，提高运行安全性。其逻辑为：过热度（饱和蒸汽）大于60℃关闭，小于50℃开启，测点取自热段主汽门前后三个测点，逻辑为三取中，A和B两侧热段管道独立；液位控制：保留液位控制，液位高与液位高高热段疏水至高压疏水扩容器疏水阀开启（两侧独立）；负荷率控制：当负荷率小于13%且凝汽器真空度低于-60KPa疏水阀开启，当负荷率大于15%且凝汽器真空度大于-60KPa，关闭两侧热段疏水至高压疏水扩容器疏水阀开启。

3.2热段疏水罐设备结构更改情况

热段疏水罐疏水点从原来的侧面疏水至高压疏水扩容器管道更改为底部疏水至高压疏水扩容器，管道仍可利用原疏水管路和支吊架。

3.3现场改造注意事项

为节约技改费用，将现场的疏水罐底部封头更换即可。现场疏水罐和封头间P91材料的焊接预留足够热处理空间。疏水罐底部放水管道应水平或高于原疏水管道。

4　结论

随着国内1000MW机组运行年限的增多，热力系统承压部件失效的事件会越来越多，如果能及时有效的对失效部位进行细致、认真的分析，并进行技改，可有效的防治类似事件的发生。电力系统防磨防爆工作任重而道远。目前我厂已将主汽、热段、冷段疏水罐和高温、高压系统的疏水弯头、接管座进行了重点监督和定期测厚。此技改实施可有效的避免类似1000MW超超临界机组热段疏水罐开裂和疏水管道断裂事件的发生，具有一定的借鉴意义。

参考文献：

［1］李来春等.华能玉环电厂辅机运行规程［J］.华能玉环电厂，2009（12）.

［2］F302130S-J1203高温再热蒸汽管道安装图［J］.华东电力设计院.

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.13.171

作者简介：张守文（1982-），男，工程师，主要从事火力发电厂汽轮机设备技术管理工作。