电厂回热抽汽系统全停时的操作及风险分析

2016-08-07张新飞

大科技 2016年1期

关键词：汽源除氧器轴封

张新飞

（广东粤嘉电力有限公司广东梅州 514000）

电厂回热抽汽系统全停时的操作及风险分析

张新飞

（广东粤嘉电力有限公司广东梅州 514000）

本文介绍了某发电厂5号机组在单机运行中，因为高加泄漏，退出高加检修时，因为需要扩大安全隔离措施而将整个回热抽汽系统全部退出运行的操作过程及操作风险分析。

高加泄漏；回热系统；退出；风险分析

1 机组概况

某发电厂5号机组是上海汽轮机有限公司制造的超高压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动凝汽式汽轮机。机组型号：N135-13.24/535/535，额定功率：135MW，采用七级非调整回热抽汽，其中低压加热器4级，高压加热器2级，1号高加由2段抽汽供，2号高加由1段抽汽供，除氧器1级，由3段抽汽供。额定工况给水温度248℃。除氧给水系统见图1。

图1 5号机除氧给水系统图

5号机在2014年5月份开始，1号高加的水位经常在增减机组负荷时异常升高，引起1号高加危急疏水门动作放水。随着时间的推移，在机组正常运行时候，也处于高I值的临界水位运行。在进行高加查漏时，1号高加水位上升较快，判断为1号高加有泄漏现象。

2 高加退出运行的操作及风险分析

退出高加组汽水侧运行的主要操作及风险分析如下：

（1）退出1、2号高加汽侧，关闭高加疏水至除氧器联络门。退高加汽侧时应先通知锅炉，防止给水温度下降对主汽温度造成大幅波动，为防止机组超负荷，应将机组负荷减至125MW负荷运行，同时，还要密切注意机组的胀差和推力轴承回油温度，加强机组重要参数的检查。

（2）关闭高加进水联成阀，关闭高加出口逆止门，检查给水压力正常。退水侧的主要风险是防止给水中断。

（3）开启高加汽水侧排空、排水门。

在将5号机组高加汽、水侧系统进行隔离后，在进行高加组泄压时，经过了72h后，高加组水侧排水管始终保持有温度较高的水排出，无法达到检修工作开工的要求。

经确认，高加组无法隔离的主要原因是因为高加进口联成阀内漏，且无法加紧，造成高温高压的给水进入高加管束，无法进行检修工作。经研究决定，将低加组退出运行，同时对除氧器进行降温降压处理，使给水温度达到55℃以下，以达到检修条件。

当需要退出低加组及除氧器加热时，涉及的系统比较多。操作风险也比较大。在进行操作前的运行方式和主要参数如下：5号机单机运行，负荷95MW，主汽压力13.4/13.4MPa，主汽温度532℃/536℃，再热温度538℃/531℃，高压差胀+0.9mm，低压差胀+4.58mm，4号低加出水温度117℃，除氧器压力0.54MPa，除氧器温度160℃，厂用蒸汽压力0.54MPa，B给水泵运行，B前置泵出口压力1.45MPa，厂用蒸汽母管汽源由5号机三抽供给。

3 低加组及除氧器退出加热时的主要操作及风险分析

（1）低加组及除氧器退出运行后，给水温度进一步下降，对机组的经济性造成较大影响。

（2）各加热器退出运行后，抽汽管道可能存在积水现象，应加强对抽汽管道的疏水，严防抽汽管返水造成水冲击事故。

（3）除氧器退出运行后，给水含氧量增加，对热力系统管道造成腐蚀。故应加强对给水品质的监督，同时采用化学除氧的方法，将给水含氧量控制在规定范围内。

（4）退出锅炉连排加热器，将轴封汽源转由厂用蒸汽母管供。这时操作的主要风险是转轴封汽源时轴封供汽中断及轴封蒸汽带水，故要求严格执行操作票和对系统进行充分的疏水。其次是由于轴封蒸汽温度升高，对高低压胀差造成影响。在本次操作中，轴封蒸汽温度由141℃上升至最高382℃，低压差胀缓慢上升，最高升至6.65mm，最后稳定在6.5mm左右运行。

（5）依次退出4号、3号、2号低加汽侧运行，关闭各低加的进汽电动门，关闭各低加的空气门，停止低加疏水泵运行。同时由于回热抽汽退出运行，汽轮机各级的通流流量改变，应注意检查各监视段压力不超限。还要注意由于除氧器进水温度下降对除氧器工作的影响。最终，4号低加出水温度由117℃下降至47℃。

（6）缓慢关闭三段抽汽至除氧器手动门，退出除氧器的加热汽源。在操作中，应特别注意防止除氧器压力快速下降，使除氧器产生自生沸腾以及造成给水泵进口压力过低而引起给水泵汽蚀。同时，由于给水温度大幅降低，应强化锅炉的燃烧和注意汽包上下壁温差不超限。全关阀门后，除氧器压力缓慢下降至0MPa，除氧器水温下降至50℃。