冷再热蒸汽管道水击事故探讨

肖慧杰，张雪松

(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010020)

1 机组概况

内蒙古京能盛乐2×350 MW冷热电联供机组工程2015年开建，规模为2×350 MW超临界机组．位于雅达牧盛乐现代服务业集聚区。汽轮机为一次中间再热、采暖调整抽汽、间接空冷凝汽抽汽式，超临界、直流煤粉锅炉与之匹配。采用侧煤仓布置，同步建设石灰石－石膏湿法烟气脱硫、SCR烟气脱硝设施，首次采用大型燃煤机组冷、热、电联供和三塔合一、两机一塔等新技术，是呼和浩特市盛乐现代服务业聚集区发展云计算产业的重点配套项目。

2 水击分析

京能盛乐工程2号机组调试中冷再热蒸汽管道爆发震动事故，造成部分支吊架损坏、失效和孔洞处保温变形、破裂。事故发生在1号机组顺利通过168 h试运行后、2号机组首次空负荷冷态整套启动阶段，主要是由于调试不当造成管内水击。

水击表象为管道强烈震动、尖锐噪音，属偶发事故。蒸汽管道水击波的冲击力可能达到额定工作压力的几十倍甚至几百倍。当管道水击产生的震动与管道结构系统的固有频率相同或接近时会形成共振，此时管道水击破坏力最大，可能严重破坏管道及其附件。

水击发生在无可视措施的密闭管道内，无法直观。以本工程冷再热蒸汽管道震动事故为例，依据水击震动表象再现管内水击形成、爆发时的状况。

2.1 事故回放

汽轮机整套启动分为汽轮机空负荷整套试运、带负荷整套试运及满负荷整套试运三个阶段。2号机组首次冷态空负荷整套启动，8点30分锅炉点火，调试操作记录见表1。

表1 锅炉点火调试操作记录

2.2 主汽、再热和旁路流程

汽轮机设有高、低压二级串联旁路。冷态启动时主汽通过高旁阀，经冷再进入锅炉低温再热器，高温再热器出口蒸汽通过低旁阀入凝汽器，见图1。旁路容量为锅炉最大连续蒸发量(B－MCR)的40%。主汽、再热和旁路的设计参数见表2。

表2 主汽、再热和旁路设计参数

2.3 管道布置和损伤

冷再热蒸汽管道布置、疏水点、安全阀、支吊架、水击爆发点(A、B、C、D、E、F1、F2、G1、G2)、坡度方向等见图 2 。

图1 主汽、再热和旁路流程

冷再热蒸汽管道支吊架共28套，其中刚性有11号刚吊、17号刚吊，限位有16号轴向，阻尼器有901、902号阻尼器，其余支吊架为弹性。

2.3.1 汽机房区域

高压缸接口至B点管段：支吊架损伤小，B点附近管道穿汽机房墙孔处保温受压变形。

2.3.2 炉前低封区域

BC、CD、DE管段：BC管段7号恒吊管部变形，翼板上翘、螺栓崩脱，见图3(a)；CD管段8号恒吊恒力簧根部螺栓崩脱，见图3(b)；9号恒吊根部型钢向汽流方向扭曲变形，见图3(c)；DE管段11号刚吊根部型钢多方向严重扭曲变形，见图3(d)；12.6 m运转层(7号恒吊标高15.0 m)管道开孔处保温损坏。

2.3.3 锅炉房区域

EG1、EG2管段：12号、13号、14号、15号4组弹吊拉杆塑性变形粗细不均、松懈失效；901、902号阻尼器位移至最大值行程处；16号轴向限位装置拉撑杆断裂，见图3(e)；从G1、G2点至低温再热器接口管段支吊架无明显损伤。

综上，管道支吊架和设备接口约束管道震动，特别是受损恒吊、刚吊、轴向限位和承受安全阀偶然荷载的阻尼器在管道震动事故中起到约束震幅、减震的主要作用，降低了管材发生塑性变形、撕裂的风险。

图3 吊架与限位

2.4 水击成因分析

冷再热蒸汽管道形成水击的原因是多方面的，如调试措施不当；疏水管路数量偏少、规格偏小、流通不畅，未开疏水阀；暖管不充分；高、低旁阀管路开度不当；高旁减温水管路泄漏等。

调试记录显示10:03冷再热蒸汽管道无压力、管内介质为凝结水、管道预暖不充分的情况下，高旁阀开度从15%到25%，形成大流量遒劲蒸汽携凝结水在冷再热蒸汽管道内快速流动，冷凝水惯性大，在弯头、三通、管道收缩部位流动受阻形成水击。

根据水击破坏力强弱，可分为水击初段、中段、末段，中段破坏最严重。以水击力为单位，AB为初段，A点约为0.5个水击力、B点约为1个水击力；CD、DE为中段，C、D、E点约为2～3个水击力；EG1、EG2为末段，G1、G2点约为1～2个水击力。

2.4.1 初段形成区

蒸汽从高旁阀至未充分预暖的冷再热蒸汽管道中沿程凝结。高旁阀开度从15%到25%，大量高速蒸汽携带管内凝结水流动，凝结水依次流经弯头及三通A点、弯头B点发生水击。随着凝结水水量增加、流速提高，水击力也加大，即A点小于B点水击力。水击引发管道轴线方向震动，如水击爆发点B使管线向+Y向偏离，在外界牵制力作用下随后引发±Y双向震动。另高旁减温水管路泄漏加剧管内积水，是水击形成诱因之一。冷再热蒸汽管道设计K 、M两条疏水管道，见图2。冷态空负荷整套启动阶段止回阀关闭，冷再热蒸汽管道上唯一疏水管路K事故状态下势必超负荷。

2.4.2 中段爆发区

B点水击后，汽携水行至弯头C点再次爆发水击，导致管线向介质流向+Z偏离，继而±Z震动。随着凝结水流量、流速持续增大，蒸汽在沿程损耗中仍有足够的携带能力持续在D点、E点依次爆发水击，引发沿管线轴向的强烈震荡，导致7号恒吊、8号恒吊、9号恒吊、11号刚吊、12～15号弹吊损坏，承受安全阀起跳偶然荷载的901、902号阻尼器至最大行程值。

2.4.3 末段削弱区

末段汽携水能力削弱，水击力减小。因EG1=10.8 m，EG2=13.4 m，可见EG1、EG2在同一直线上且管段长度相差不大，G1、G2点水击爆发时间间隔小、水击力大小约等而方向相反，故 G1、G2点先后引发管线±X向震动随即互相制约，表现在16号轴向限位装置拉撑杆断裂。过渡段收缩点F1、F2，因等距(EF1= EF2)、水击力约等而方向相反，作用力抵消可忽略。

2.5 现场解决方案

水击后冷再热蒸汽管道管材金属检测合格，不需拆除替换；对配套管道支撑6～15号共10套吊架、16轴向限位装置重新整套订货，货到后进行拆除替换；对未整套订货支吊架的恒力簧进行测试校验，更换失效恒力簧；修复变形、损坏部位的管道保温。

3 避免水击的几点探索

水击事故破坏管道及其附件，延误工期经济受损，甚至造成人员伤亡。冷再热蒸汽管道属一级压力管道，事故纠责调试、设计两方非此即彼。

3.1 调试

相同两台机组两个不同的调试单位，1号机组顺利通过168 h试运行，但是2号机组冷再热蒸汽管道发生水击事故。

3.1.1 调试记录分析

从表1 锅炉点火调试操作记录分析：

(1)低旁阀开度大是冷再无压力的主因。

(2)冷再无压力8:30～10:01时段高旁69.4～91.5℃为凝结水温，显然冷再热蒸汽管道未充分预暖。

不当操作一：10:01高旁阀从10%开大至15%，高旁89.9～91.5℃为不饱和水温；

不当操作二：10:03即2分钟后高旁阀从15%开大至25%，高旁126℃为蒸汽温度。

10:01～10 :03时段高旁阀从10%开大至25%，大流量蒸汽携带管内凝结水在流动受阻处形成水击。

(3)高旁阀减温水管路操作不当。高旁减温水管路隔断阀提前开启，调节阀关闭不严减温水泄漏，是冷再无压力、温度低的原因之一。

3.1.2 调试建议

针对本机组冷态空负荷整套启动的调试操作，提出如下建议：

(1)高低旁阀：缓慢开启高旁阀，对高旁后管道充分预暖，低旁阀微开。

(2)高旁操作：暖管结束后，视锅炉燃烧情况逐渐开大高旁阀；当高旁后温度升高至300℃(在饱和蒸汽温度值和设计温度值范围内可变，269.7℃＜T＜347℃)后，投入高旁减温水；减温水管路投运前隔断阀不得开启。

(3)低旁操作：投入低旁减温水保持低旁管路小于160℃(管道设计温度)；投入高、低压旁路压力、温度自动。

3.2 设计

冷再热蒸汽管道设计的技术难点、要点是管道一二次应力合格、管系刚度适宜、设置疏水管路防汽轮机进水。火力发电厂四大汽水管道相互比较，冷再热蒸汽管道显著特征是介质参数低、流量大、流速高，最易产生汽携水流动而引发管内水击、汽轮机进水等事故，故其疏水管道设计优劣与机组安全性紧密相连。京能盛乐2号机组冷再热蒸汽管道水击事故与其疏水管路数量少、排水通畅程度不高有关。

3.2.1 规程条文

冷再热蒸汽管道疏水设计主要规程条文如下：

(1)《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T 5054－1996条文：“水平管道上每隔100～150 m处”设启动疏水、“蒸汽管道坡度方向，宜与汽流方向一致”、“对于启动过程中可能出现负压的蒸汽管道，其疏水必须接至本体疏水扩容器或凝汽器”。DL/T 5054－1996于2016年废止。

(2)《电厂动力管道设计规范》GB 50764－2012条文：“管道展开长度超过100 m设置疏水点”、“疏水坡度方向必须顺汽流方向”、“每个疏水点应单独接至疏水扩容器或凝汽器”。

(3)《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T 5054－2016条文：“管道展开长度超过100 m设置疏水点”、“疏水坡度方向应顺汽流方向”、“每个疏水点应单独接至疏水扩容器或凝汽器”。DL/T 5054－2016于2016年发布实施。

对比规程DL/T 5054－1996和规程GB 50764－2012，冷再热蒸汽管道疏水管路数量增多，疏水管路引接更明确、严格。规程DL/T 5054－2016与规程GB 50764－2012关于冷再热蒸汽管道疏水管道的设计要求一致。

3.2.2 疏水管道设计

(1)冷再热蒸汽管道疏水坡度方向和疏水管路数量。冷再热蒸汽管道管内介质是从低位汽轮机高压缸流向高位锅炉再热器。从图2 冷再热蒸汽管道示图中可见管道坡度方向：汽机房内高压缸出口坡向B点的管段为顺汽流，其余管段均从高位坡向低位为逆汽流，符合《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T 5054－1996对疏水坡度方向“宜与汽流方向一致”的要求，这样设计的优点是疏水点少、疏水管路设计量少，管系中仅须设计K、M两条疏水管路。

若执行《电厂动力管道设计规范》GB 50764－2012中条文 “必须顺汽流方向”、“管道展开长度超过100 m设置疏水点”的要求，还须在CD管段D点侧、锅炉入口G1H1管段H1点侧、G2H2管段H2点侧各增设一条疏水管路，联合原有K、M两条疏水管路，管系共须设计5条疏水管路并单独接至疏水扩容器或凝汽器，疏水管道设计工作量、耗材量骤增。

京能盛乐工程施工图设计在2013～2014年间，冷再热蒸汽管道的疏水管道设计按《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T 5054－1996执行，若执行《电厂动力管道设计规范》GB 50764－2012的条文要求设置5条疏水管路，管内疏水能更及时、迅速、通畅排出，可强有效缩短冷再热蒸汽管道暖管时间、降低水击事故发生的概率和破坏强度。

(2)疏水管路的引接。汽轮机冷态空负荷整套启动，冷再热蒸汽管道止回阀关闭，从图1主汽、再热和旁路流程图中，高旁阀接口至低温再热器接口的冷再热蒸汽管道仅有一路疏水管路K引接至有压放水管道，与单独接至疏水扩容器或凝汽器相较，疏水的流畅性变差。K点疏水管路的水平段U型布置也是引发疏水流畅性不佳的因素。疏水管路引接点不当和疏水管路布置简洁流畅度不足，均不利于削弱冷再热蒸汽管道水击破坏力。

2016年《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T 5054－2016颁布实施，同步废止DL/T 5054－1996，至此两本规范对冷再热蒸汽管道疏水管道设计要求统一为：疏水坡度方向全部顺汽流且每个疏水点应单独接至疏水扩容器或凝汽器。贯彻执行中存在疏水管路设计量重、疏水耗材量增的困难，目前仍有避重就轻执行DL/T 5054－1996的现象存在，吸取事故教训应坚决杜绝这种惯性设计。

3.2.3 高、低旁减温水管路

高、低旁减温水管路一般设置有调节阀、隔断阀。建议在调节阀前、后均设置隔离阀，降低减温水管路泄漏概率。

3.2.4 热控措施

冷再热蒸汽管道设带水位测点的疏水收集器。热控应设液位开关、液位高开疏水门、液位低关疏水门等，并应在主控室设指示信号。

4 结语

冷再热蒸汽管道水击事故轻则经济损失、重则人员伤亡。避免冷再热蒸汽管道水击事故，调试方试运前须对系统、布置熟稔于心，并匹配、调整、细化调试纲领；调试过程中监测管道介质参数，根据介质运行参数分析结论确定操作措施、调试进度，切忌随意、简单粗暴的调试行为；设计严格执行“疏水坡度方向应顺汽流方向”、“每个疏水点应单独接至疏水扩容器或凝汽器”等规范，切忌惯性设计、对规程规范条文避重就轻的设计行为。严谨的调试、设计行为相辅相成，能避免事故的发生或减轻事故破坏程度，反之互埋隐患，加大事故发生概率。