二段抽汽溫度下降原因分析

白逢

摘 要：神華鄂爾多斯煤制油分公司熱電生產中心2號汽輪機（NZK100-9.32/535）在運行中高加疏水管道和高加疏水母管長期存在振動現象，2011年該機組二段抽汽溫度在運行中由328.56 ℃下降至207.2 ℃，威脅機組的安全運行。該文針對上述異常現象進行分析并提出解決方案。

關鍵詞：高壓加熱器 液位 抽汽 疏水 排擠 管道振動

中圖分類號：TK223 文獻標志碼：A 文章編號：1674-098X（2014）06（a）-0203-02

煤制油熱電生產中心1、2號機組分別于2007年9月和2008年1月建成投產。其主要任務是向煤制油化工區輸送合格的除鹽水、電能和蒸汽，供其生產需要。為了提高供汽和供電的可靠性，將機組設計為母管制。機組自投產以來，高加疏水管道和高加疏水母管一直存在振動現象，高加頻繁泄漏，年平均高加投入率僅為85.95%。為了解決這一問題，我們將高加的氣液兩相流自動疏水器更換為調門；將高加疏水管道由Φ159變更為Φ219；調整高加抽空氣手動門的開度。但高加疏水管道和高加疏水母管的振動現象依然存在。高加及疏水系統如圖1所示。

1 提出問題

2011年4月11日18時29分，#2機二段抽汽溫度開始降低，降幅達120 ℃左右。同時三、四段抽汽溫度也隨之下降，高壓缸膨脹量減小，高低壓缸相對脹差增加。各參數變化情況如表1。

考慮到機組的安全，決定先解除高加，查找高加內部是否有泄漏點，高加解列后各段抽汽溫度開始回升。4月12日，高加查漏完畢，并未找到明顯漏點，高加系統正常投運。12日15時30分左右，#2機二、三、四段抽汽溫度同時下降，降幅分別為130 ℃、80 ℃和50 ℃；高壓缸脹差由-0.4 mm上升至0.89 mm；高壓缸膨脹量（左/右）由11.36 mm/11.59 mm減小至10.77 mm/11.17 mm；汽缸本體二段抽汽口附近有滴水現象。從各種現象和參數變化看，#2機已經發生了輕微的水擊現象。但15分鐘后，#2機各種參數都恢復正常。這就排除了高加泄漏導致該異常現象發生的可能性。

針對這一情況，技術人員通過分析并采取相應措施，使二段抽汽溫度不再下降，確保了高加系統安全穩定的運行，為機組的安全經濟運行創造了條件。

2 分析問題

從表1中機組各參數變化情況分析，導致這一異常情況發生的原因是高壓缸內進入冷介質，致使各段抽汽溫度下降，高壓缸急劇收縮，相對脹差由負值變為正值；冷介質由高壓缸經導汽管進入低壓缸，所以低壓缸也出現缸體收縮，相對脹差由負值變為正值的現象。由于機組運行中，主汽門前的主汽溫度和主汽壓力并未出現較大波動，所以排除了因主汽溫度下降導致抽汽溫度下降的可能性。

為了找出機組各抽汽溫度下降，缸體收縮的真正原因，我們分別對參數測量值、三段抽汽反水、高加泄漏、高加液位等項進行了分析試驗。

2.1 參數測量原件故障，測量值不準確

由于機組各參數幾乎都是同時發生變化，且各參數變化都具有一定的相關性。所以排除了測量原件故障的可能。

2.2 三段抽汽反水，除氧器低溫介質反串入汽缸

由于機組設計為母管制形式，因化工區用電量不穩定，且電網規定我廠不能向電網送電。為安全起見，規定兩臺機組運行時，#2機組帶固定負荷，保證三段抽汽正常投運；#1機組作為調整機組，解列三段抽汽運行，以滿足化工區用電量的需求。#2機三段抽汽先進入輔汽母管，再分別進入三臺除氧器。輔汽母管的另一路汽源是將主蒸汽母管9.0MPa的蒸汽經輔汽減溫減壓器后供給。系統如圖2。

從圖2可以看出，如果除氧器或輔汽母管壓力高于#2機三段抽汽壓力，則母管中的低溫介質可以反串至汽缸，為了驗證這一分析，12日19時我們安排解列#2機三段抽汽，打開三段抽汽電動門前、后疏水，觀察運行。在12日夜間，#2機二段抽汽溫度出現了十多次的擺動，參數變化幅度與12日白天的情況基本相同。這就排除了三段抽汽反水，除氧器低溫介質反串入汽缸的可能性。

2.3 高加泄漏，高加液位過低

排除了三段抽汽反水的可能后，那么問題可能出現在一、二段抽汽或高加本體上。高加泄漏的可能之前已經排除，所以我們把查找問題的重點放在一、二段抽汽上，13日上午，就地打開#2機二段抽汽電動門前、后疏水直排門，發現管道內有大量積水，排水15 min左右仍不見有減小的趨勢。結合各種參數分析后認為，造成這一異常的主要原因是#2機一、二段抽汽發生了排擠現象。為了防止事故進一步擴大，也為了驗證這一分析理論的正確性，安排解列#2機高加運行。在#2機一段抽汽電動門關至51%的時候，二段抽汽溫度和二段抽汽管壁溫度開始大幅回升，這說明：一段抽汽經抽汽電動門節流降壓后，#1高加本體壓力降低，其疏水壓力也隨之降低，它對二段抽汽的排擠作用消失，二段抽汽能順利的進入#2高加，所以抽汽溫度和抽汽管壁溫度開始回升。該項工作證實了之前對這一異常的分析和判斷是正確的。

那么，什么原因導致一、二段抽汽發生了排擠現象？為了找到問題所在，我們仔細翻閱了高加安裝圖和設備說明書，發現造成#2機一、二段抽汽出現排擠現象的主要原因是運行中#1高加液位保持的過低，高加疏水口暴露在#1高加的汽側，導致部分未在#1高加內凝結的一段抽汽經疏水管道直接進入#2高加，由于一段抽汽壓力（2.96 MPa）遠高于二段抽汽壓力（1.736 MPa），所以致使二段抽汽不能順利進入#2高加，甚至未凝結的一段抽汽攜帶低溫介質反串入汽缸，造成汽缸冷卻收縮，相對脹差增加，三、四段抽汽溫度下降等異常現象的發生。加熱器液位及疏水位置如圖3。

3 解決問題

4月16日20時安排將#1高加完全隔離，只投運#2高加。16日夜間二段抽汽溫度沒有出現波動現象。17日9時許開始投運#1高加，要求將高加就地液位控制在350～400 mm之間，DCS遠方液位保持在1150～1200 mm之間，保證高加液位漫過疏水口。經過觀察二段抽汽溫度同樣沒有出現波動的現象。

受此次調整試驗的啟發，我們提高了#2高加的運行液位，同樣要求將高加就地液位控制在350～400 mm之間，DCS遠方液位保持在1150～1200 mm之間，保證高加液位漫過疏水口。觀察發現高加疏水管道和高加疏水母管振動現象消失，管道內介質流動穩定。

經過近3年的運行觀察，高加疏水管道和高加疏水母管再未出現振動現象。可喜的是自從調整了高加運行液位后，我廠高加的投入率大幅提升。2012年和2013年高加投入率如表2。

4 結語

煤制油熱電生產中心#2機高加低液位運行，導致抽汽出現排擠現象，發生了汽輪機汽缸進水，出現了汽缸收縮，脹差增加，抽汽溫度降低，高加疏水管道及高加疏水母管等異常情況。這對我們運行管理是一種警示。提醒我們一定要嚴格按照設計要求對設備運行參數進行控制。另外如果在機組投產初期，針對高加疏水管道和高加疏水母管振動問題進行仔細研究和分析，找出問題所在。那么我們就不用對高加疏水器及管徑進行更換，更不會發生此次抽汽排擠的現象。這也提醒我們對任何異常情況，一定要有追根溯源的精神。只有這也才能避免惡性事件的發生，也能避免人力和財力的浪費。endprint

摘 要：神華鄂爾多斯煤制油分公司熱電生產中心2號汽輪機（NZK100-9.32/535）在運行中高加疏水管道和高加疏水母管長期存在振動現象，2011年該機組二段抽汽溫度在運行中由328.56 ℃下降至207.2 ℃，威脅機組的安全運行。該文針對上述異常現象進行分析并提出解決方案。

關鍵詞：高壓加熱器 液位 抽汽 疏水 排擠 管道振動

中圖分類號：TK223 文獻標志碼：A 文章編號：1674-098X（2014）06（a）-0203-02

煤制油熱電生產中心1、2號機組分別于2007年9月和2008年1月建成投產。其主要任務是向煤制油化工區輸送合格的除鹽水、電能和蒸汽，供其生產需要。為了提高供汽和供電的可靠性，將機組設計為母管制。機組自投產以來，高加疏水管道和高加疏水母管一直存在振動現象，高加頻繁泄漏，年平均高加投入率僅為85.95%。為了解決這一問題，我們將高加的氣液兩相流自動疏水器更換為調門；將高加疏水管道由Φ159變更為Φ219；調整高加抽空氣手動門的開度。但高加疏水管道和高加疏水母管的振動現象依然存在。高加及疏水系統如圖1所示。

1 提出問題

2011年4月11日18時29分，#2機二段抽汽溫度開始降低，降幅達120 ℃左右。同時三、四段抽汽溫度也隨之下降，高壓缸膨脹量減小，高低壓缸相對脹差增加。各參數變化情況如表1。

考慮到機組的安全，決定先解除高加，查找高加內部是否有泄漏點，高加解列后各段抽汽溫度開始回升。4月12日，高加查漏完畢，并未找到明顯漏點，高加系統正常投運。12日15時30分左右，#2機二、三、四段抽汽溫度同時下降，降幅分別為130 ℃、80 ℃和50 ℃；高壓缸脹差由-0.4 mm上升至0.89 mm；高壓缸膨脹量（左/右）由11.36 mm/11.59 mm減小至10.77 mm/11.17 mm；汽缸本體二段抽汽口附近有滴水現象。從各種現象和參數變化看，#2機已經發生了輕微的水擊現象。但15分鐘后，#2機各種參數都恢復正常。這就排除了高加泄漏導致該異常現象發生的可能性。

針對這一情況，技術人員通過分析并采取相應措施，使二段抽汽溫度不再下降，確保了高加系統安全穩定的運行，為機組的安全經濟運行創造了條件。

2 分析問題

從表1中機組各參數變化情況分析，導致這一異常情況發生的原因是高壓缸內進入冷介質，致使各段抽汽溫度下降，高壓缸急劇收縮，相對脹差由負值變為正值；冷介質由高壓缸經導汽管進入低壓缸，所以低壓缸也出現缸體收縮，相對脹差由負值變為正值的現象。由于機組運行中，主汽門前的主汽溫度和主汽壓力并未出現較大波動，所以排除了因主汽溫度下降導致抽汽溫度下降的可能性。

為了找出機組各抽汽溫度下降，缸體收縮的真正原因，我們分別對參數測量值、三段抽汽反水、高加泄漏、高加液位等項進行了分析試驗。

2.1 參數測量原件故障，測量值不準確

由于機組各參數幾乎都是同時發生變化，且各參數變化都具有一定的相關性。所以排除了測量原件故障的可能。

2.2 三段抽汽反水，除氧器低溫介質反串入汽缸

由于機組設計為母管制形式，因化工區用電量不穩定，且電網規定我廠不能向電網送電。為安全起見，規定兩臺機組運行時，#2機組帶固定負荷，保證三段抽汽正常投運；#1機組作為調整機組，解列三段抽汽運行，以滿足化工區用電量的需求。#2機三段抽汽先進入輔汽母管，再分別進入三臺除氧器。輔汽母管的另一路汽源是將主蒸汽母管9.0MPa的蒸汽經輔汽減溫減壓器后供給。系統如圖2。

從圖2可以看出，如果除氧器或輔汽母管壓力高于#2機三段抽汽壓力，則母管中的低溫介質可以反串至汽缸，為了驗證這一分析，12日19時我們安排解列#2機三段抽汽，打開三段抽汽電動門前、后疏水，觀察運行。在12日夜間，#2機二段抽汽溫度出現了十多次的擺動，參數變化幅度與12日白天的情況基本相同。這就排除了三段抽汽反水，除氧器低溫介質反串入汽缸的可能性。

2.3 高加泄漏，高加液位過低

排除了三段抽汽反水的可能后，那么問題可能出現在一、二段抽汽或高加本體上。高加泄漏的可能之前已經排除，所以我們把查找問題的重點放在一、二段抽汽上，13日上午，就地打開#2機二段抽汽電動門前、后疏水直排門，發現管道內有大量積水，排水15 min左右仍不見有減小的趨勢。結合各種參數分析后認為，造成這一異常的主要原因是#2機一、二段抽汽發生了排擠現象。為了防止事故進一步擴大，也為了驗證這一分析理論的正確性，安排解列#2機高加運行。在#2機一段抽汽電動門關至51%的時候，二段抽汽溫度和二段抽汽管壁溫度開始大幅回升，這說明：一段抽汽經抽汽電動門節流降壓后，#1高加本體壓力降低，其疏水壓力也隨之降低，它對二段抽汽的排擠作用消失，二段抽汽能順利的進入#2高加，所以抽汽溫度和抽汽管壁溫度開始回升。該項工作證實了之前對這一異常的分析和判斷是正確的。

那么，什么原因導致一、二段抽汽發生了排擠現象？為了找到問題所在，我們仔細翻閱了高加安裝圖和設備說明書，發現造成#2機一、二段抽汽出現排擠現象的主要原因是運行中#1高加液位保持的過低，高加疏水口暴露在#1高加的汽側，導致部分未在#1高加內凝結的一段抽汽經疏水管道直接進入#2高加，由于一段抽汽壓力（2.96 MPa）遠高于二段抽汽壓力（1.736 MPa），所以致使二段抽汽不能順利進入#2高加，甚至未凝結的一段抽汽攜帶低溫介質反串入汽缸，造成汽缸冷卻收縮，相對脹差增加，三、四段抽汽溫度下降等異常現象的發生。加熱器液位及疏水位置如圖3。

3 解決問題

4月16日20時安排將#1高加完全隔離，只投運#2高加。16日夜間二段抽汽溫度沒有出現波動現象。17日9時許開始投運#1高加，要求將高加就地液位控制在350～400 mm之間，DCS遠方液位保持在1150～1200 mm之間，保證高加液位漫過疏水口。經過觀察二段抽汽溫度同樣沒有出現波動的現象。

受此次調整試驗的啟發，我們提高了#2高加的運行液位，同樣要求將高加就地液位控制在350～400 mm之間，DCS遠方液位保持在1150～1200 mm之間，保證高加液位漫過疏水口。觀察發現高加疏水管道和高加疏水母管振動現象消失，管道內介質流動穩定。

經過近3年的運行觀察，高加疏水管道和高加疏水母管再未出現振動現象。可喜的是自從調整了高加運行液位后，我廠高加的投入率大幅提升。2012年和2013年高加投入率如表2。

4 結語

煤制油熱電生產中心#2機高加低液位運行，導致抽汽出現排擠現象，發生了汽輪機汽缸進水，出現了汽缸收縮，脹差增加，抽汽溫度降低，高加疏水管道及高加疏水母管等異常情況。這對我們運行管理是一種警示。提醒我們一定要嚴格按照設計要求對設備運行參數進行控制。另外如果在機組投產初期，針對高加疏水管道和高加疏水母管振動問題進行仔細研究和分析，找出問題所在。那么我們就不用對高加疏水器及管徑進行更換，更不會發生此次抽汽排擠的現象。這也提醒我們對任何異常情況，一定要有追根溯源的精神。只有這也才能避免惡性事件的發生，也能避免人力和財力的浪費。endprint

摘 要：神華鄂爾多斯煤制油分公司熱電生產中心2號汽輪機（NZK100-9.32/535）在運行中高加疏水管道和高加疏水母管長期存在振動現象，2011年該機組二段抽汽溫度在運行中由328.56 ℃下降至207.2 ℃，威脅機組的安全運行。該文針對上述異常現象進行分析并提出解決方案。

關鍵詞：高壓加熱器 液位 抽汽 疏水 排擠 管道振動

中圖分類號：TK223 文獻標志碼：A 文章編號：1674-098X（2014）06（a）-0203-02

煤制油熱電生產中心1、2號機組分別于2007年9月和2008年1月建成投產。其主要任務是向煤制油化工區輸送合格的除鹽水、電能和蒸汽，供其生產需要。為了提高供汽和供電的可靠性，將機組設計為母管制。機組自投產以來，高加疏水管道和高加疏水母管一直存在振動現象，高加頻繁泄漏，年平均高加投入率僅為85.95%。為了解決這一問題，我們將高加的氣液兩相流自動疏水器更換為調門；將高加疏水管道由Φ159變更為Φ219；調整高加抽空氣手動門的開度。但高加疏水管道和高加疏水母管的振動現象依然存在。高加及疏水系統如圖1所示。

1 提出問題

2011年4月11日18時29分，#2機二段抽汽溫度開始降低，降幅達120 ℃左右。同時三、四段抽汽溫度也隨之下降，高壓缸膨脹量減小，高低壓缸相對脹差增加。各參數變化情況如表1。

考慮到機組的安全，決定先解除高加，查找高加內部是否有泄漏點，高加解列后各段抽汽溫度開始回升。4月12日，高加查漏完畢，并未找到明顯漏點，高加系統正常投運。12日15時30分左右，#2機二、三、四段抽汽溫度同時下降，降幅分別為130 ℃、80 ℃和50 ℃；高壓缸脹差由-0.4 mm上升至0.89 mm；高壓缸膨脹量（左/右）由11.36 mm/11.59 mm減小至10.77 mm/11.17 mm；汽缸本體二段抽汽口附近有滴水現象。從各種現象和參數變化看，#2機已經發生了輕微的水擊現象。但15分鐘后，#2機各種參數都恢復正常。這就排除了高加泄漏導致該異常現象發生的可能性。

針對這一情況，技術人員通過分析并采取相應措施，使二段抽汽溫度不再下降，確保了高加系統安全穩定的運行，為機組的安全經濟運行創造了條件。

2 分析問題

從表1中機組各參數變化情況分析，導致這一異常情況發生的原因是高壓缸內進入冷介質，致使各段抽汽溫度下降，高壓缸急劇收縮，相對脹差由負值變為正值；冷介質由高壓缸經導汽管進入低壓缸，所以低壓缸也出現缸體收縮，相對脹差由負值變為正值的現象。由于機組運行中，主汽門前的主汽溫度和主汽壓力并未出現較大波動，所以排除了因主汽溫度下降導致抽汽溫度下降的可能性。

為了找出機組各抽汽溫度下降，缸體收縮的真正原因，我們分別對參數測量值、三段抽汽反水、高加泄漏、高加液位等項進行了分析試驗。

2.1 參數測量原件故障，測量值不準確

由于機組各參數幾乎都是同時發生變化，且各參數變化都具有一定的相關性。所以排除了測量原件故障的可能。

2.2 三段抽汽反水，除氧器低溫介質反串入汽缸

由于機組設計為母管制形式，因化工區用電量不穩定，且電網規定我廠不能向電網送電。為安全起見，規定兩臺機組運行時，#2機組帶固定負荷，保證三段抽汽正常投運；#1機組作為調整機組，解列三段抽汽運行，以滿足化工區用電量的需求。#2機三段抽汽先進入輔汽母管，再分別進入三臺除氧器。輔汽母管的另一路汽源是將主蒸汽母管9.0MPa的蒸汽經輔汽減溫減壓器后供給。系統如圖2。

從圖2可以看出，如果除氧器或輔汽母管壓力高于#2機三段抽汽壓力，則母管中的低溫介質可以反串至汽缸，為了驗證這一分析，12日19時我們安排解列#2機三段抽汽，打開三段抽汽電動門前、后疏水，觀察運行。在12日夜間，#2機二段抽汽溫度出現了十多次的擺動，參數變化幅度與12日白天的情況基本相同。這就排除了三段抽汽反水，除氧器低溫介質反串入汽缸的可能性。

2.3 高加泄漏，高加液位過低

排除了三段抽汽反水的可能后，那么問題可能出現在一、二段抽汽或高加本體上。高加泄漏的可能之前已經排除，所以我們把查找問題的重點放在一、二段抽汽上，13日上午，就地打開#2機二段抽汽電動門前、后疏水直排門，發現管道內有大量積水，排水15 min左右仍不見有減小的趨勢。結合各種參數分析后認為，造成這一異常的主要原因是#2機一、二段抽汽發生了排擠現象。為了防止事故進一步擴大，也為了驗證這一分析理論的正確性，安排解列#2機高加運行。在#2機一段抽汽電動門關至51%的時候，二段抽汽溫度和二段抽汽管壁溫度開始大幅回升，這說明：一段抽汽經抽汽電動門節流降壓后，#1高加本體壓力降低，其疏水壓力也隨之降低，它對二段抽汽的排擠作用消失，二段抽汽能順利的進入#2高加，所以抽汽溫度和抽汽管壁溫度開始回升。該項工作證實了之前對這一異常的分析和判斷是正確的。

那么，什么原因導致一、二段抽汽發生了排擠現象？為了找到問題所在，我們仔細翻閱了高加安裝圖和設備說明書，發現造成#2機一、二段抽汽出現排擠現象的主要原因是運行中#1高加液位保持的過低，高加疏水口暴露在#1高加的汽側，導致部分未在#1高加內凝結的一段抽汽經疏水管道直接進入#2高加，由于一段抽汽壓力（2.96 MPa）遠高于二段抽汽壓力（1.736 MPa），所以致使二段抽汽不能順利進入#2高加，甚至未凝結的一段抽汽攜帶低溫介質反串入汽缸，造成汽缸冷卻收縮，相對脹差增加，三、四段抽汽溫度下降等異常現象的發生。加熱器液位及疏水位置如圖3。

3 解決問題

4月16日20時安排將#1高加完全隔離，只投運#2高加。16日夜間二段抽汽溫度沒有出現波動現象。17日9時許開始投運#1高加，要求將高加就地液位控制在350～400 mm之間，DCS遠方液位保持在1150～1200 mm之間，保證高加液位漫過疏水口。經過觀察二段抽汽溫度同樣沒有出現波動的現象。

受此次調整試驗的啟發，我們提高了#2高加的運行液位，同樣要求將高加就地液位控制在350～400 mm之間，DCS遠方液位保持在1150～1200 mm之間，保證高加液位漫過疏水口。觀察發現高加疏水管道和高加疏水母管振動現象消失，管道內介質流動穩定。

經過近3年的運行觀察，高加疏水管道和高加疏水母管再未出現振動現象。可喜的是自從調整了高加運行液位后，我廠高加的投入率大幅提升。2012年和2013年高加投入率如表2。

4 結語

煤制油熱電生產中心#2機高加低液位運行，導致抽汽出現排擠現象，發生了汽輪機汽缸進水，出現了汽缸收縮，脹差增加，抽汽溫度降低，高加疏水管道及高加疏水母管等異常情況。這對我們運行管理是一種警示。提醒我們一定要嚴格按照設計要求對設備運行參數進行控制。另外如果在機組投產初期，針對高加疏水管道和高加疏水母管振動問題進行仔細研究和分析，找出問題所在。那么我們就不用對高加疏水器及管徑進行更換，更不會發生此次抽汽排擠的現象。這也提醒我們對任何異常情況，一定要有追根溯源的精神。只有這也才能避免惡性事件的發生，也能避免人力和財力的浪費。endprint