燃氣-蒸汽聯合循環機組低壓主蒸汽溫度突降事件分析及對策

謝為良,夏小勇,劉 源,程 途

(1.東莞深能源樟洋電力有限公司,廣東 東莞 523000;2.江蘇華電戚墅堰發電有限公司,江蘇 常州 213011)

隨著電力市場蓬勃發展,承擔電網調峰主力軍的燃氣-蒸汽聯合循環機組在夏季電網需求高峰期,經常長時間連續運行。系統設備原本滿足調峰運行,由于運行狀態的改變,不能滿足現場實際需要,從而導致安全事件的發生。

某電廠燃氣-蒸汽聯合循環發電機組因運行狀態的改變,導致低壓主蒸汽溫度急劇下降。本文對本次事件進行較為詳細的分析,提出解決方案,從而進一步提高機組運行的安全可靠性。

1 事件發生過程介紹

1.1 電廠基本情況

某電廠現有兩套燃氣-蒸汽聯合循環機組,燃氣輪機為上海電氣和安薩爾多公司聯合設計制造的AE94.3A 型燃氣輪機,余熱鍋爐為杭州鍋爐廠設計制造的NG-AE94.3A-R型三壓、再熱、臥式、自然循環余熱鍋爐,汽輪機為上海汽輪機廠設計制造的D880型三壓、再熱、單軸、反動式、雙缸、中低壓合缸、軸向單排汽凝汽式汽輪機。聯合循環機組采用單軸布置,有高、中、低壓三級主蒸汽系統,設置100%容量高、中壓二級串聯旁路和100%容量低壓旁路系統,聯合循環主蒸汽以及旁路系統流程圖見圖1。該機組低壓主蒸汽設計參數為壓力0.378 MPa,溫度242 ℃,流量48.1 t/h。

圖1 聯合循環主蒸汽及旁路系統流程圖

1.2 事件發生過程

7月23日01:11,1號機組422 MW運行,機組各項參數運行正常。01:23現場巡檢人員聽到1號機組凝汽器附近傳來巨大響聲,振動異響每次持續2～3 s,每次振動間隔約10 s,約1 min后響聲消失,現場檢查管道及閥門無明顯異常。主要事件過程中的機組參數見表1。

表1 事件中機組參數變化表

1.3 事件排查過程

7月23日白天,電廠技術人員對現場進行檢查,根據汽輪機低壓主汽閥前溫度突降時鍋爐側低壓主蒸汽溫度無明顯變化,結合現場低壓主蒸汽管道疏水管道的實際位置,事件發生時低壓主蒸汽管道疏水閥處于正常關閉狀態,疏水閥后溫度也無異常變化,且疏水擴容器液位正常,排除冷汽或冷凝水通過疏水管道返回至低壓主蒸汽管道的可能。初步懷疑低壓旁路及其預暖管內蒸汽流動性較差,可能有冷凝水通過預暖管返回至低壓主蒸汽管道,導致低壓主蒸汽溫度突降。

技術人員拆除低壓主蒸汽管道相關部位的保溫,測量低壓旁路閥前預曖管管道壁溫為82 ℃,低壓旁路閥前疏水管道壁溫為72 ℃。在現場排查過程中,1號機低壓旁路閥前預暖管、低壓旁路閥及其后管道等部位突然再次發生劇烈振動并傳出巨大響聲。立即通知值班人員開啟低壓主蒸汽系統疏水閥進行疏水,疏水閥開啟后振動以及異響消失。

查詢參數趨勢曲線,發現從10:18開始,1號汽輪機低壓主蒸汽溫度在77 s內由237 ℃下降至最低172 ℃,降溫幅度最大約65 ℃,中低壓缸軸向位移由-0.9 mm升至-0.88 mm,汽輪機真空度、瓦振、軸振、脹差無明顯變化。

1.4 采取的臨時措施

根據現場管道布置以及排查過程中發生的振動現象,可以確認因低壓旁路及其預暖管內蒸汽流動不暢,機組長時間連續運行后,在低壓旁路閥前的管道內部蒸汽逐漸凝結成水,通過預暖管返回至低壓主蒸汽管道中。鑒于以上原因,將低壓旁路閥前疏水手動閥開啟2圈,全開疏水氣動閥,保證低壓旁路閥前管道內蒸汽的流動性。持續對低壓旁路閥前的預暖管和疏水管管壁金屬溫度進行監視,該方案能滿足機組安全運行要求,同時選擇合適的窗口期對汽輪機末幾級葉片進行檢查。

2 原因分析

機組正常運行期間,低壓旁路閥在關閉后,預暖蒸汽從預暖管進入低壓旁路管道,然后逆流至低壓主蒸汽管道,與低壓主蒸汽一起進入汽輪機低壓缸做功,如圖2所示。

圖2 正常運行期間低壓旁路預暖管汽流示意圖

查閱1號機組低壓主蒸汽安裝圖[1],低壓旁路預暖管管徑較小(OD45×2.5 mm),現場設置有較多彎頭,導致預暖蒸汽流動時沿程阻力損失和局部阻力損失較大;且低壓旁路預暖管引入點與低壓旁路管道入口距離僅有764 mm[2],在低壓旁路閥和低壓旁路閥前疏水閥關閉嚴密時,產生的壓差不足以維持預暖蒸汽的流動。

經試驗,關閉低壓旁路閥前疏水8 h后,低壓旁路閥前管壁金屬溫度已下降至低壓蒸汽壓力對應的飽和溫度以下,證實預暖蒸汽流動較差。

查閱1號機組運行記錄,此前機組連續運行最長時間為22天,此次事件發生時機組已連續運行30天,測量低壓旁路閥預曖管壁溫僅82 ℃。由于預暖蒸汽流動性較差,散熱引起低壓旁路閥前管道內的蒸汽溫度低于飽和溫度,從而產生凝結水。查閱設計施工圖冊,低壓旁路管道最高處管道與低壓旁路閥高度差2 648 mm[3],預暖管最高處與低壓旁路管道高度差300 mm[3],如圖3所示。在機組連續運行30天后,低壓旁路閥前管道內的冷凝水越聚越多,當冷凝水水位超過預暖管最高處時,凝結水在重力的作用下,沿著預暖管流動,同時冷卻預暖管內的蒸汽,管道內的蒸汽因凝結體積突然縮小,低壓旁路閥前管道內的冷凝水在壓差的推動下涌入預暖管,引起預暖管、低壓旁路閥等相關管道發生水沖擊;同時冷凝水從預暖管返回至低壓主蒸汽管道,在極短的時間內使汽輪機的低壓主蒸汽溫度急劇下降,導致汽輪機低壓部分發生水沖擊。

圖3 現場實際布置示意圖

3 解決方案

預暖蒸汽流動性差和低壓旁路閥前冷凝水不能及時排出是導致本次事件的直接原因。保證低壓旁路及其預暖管內蒸汽的流動性,同時防止冷凝水聚集,才能有效解決機組長時間連續運行存在的風險。根據現場實際情況,設計有4種改造方案,見表2。

表2 改造方案比較

為了保證改造后機組運行的安全性,同時兼顧經濟性,技術人員一致同意采取方案三的改造方案。技術改造完成后,機組經過長達31天的連續運行,測得低壓旁路閥前預曖管管道與低壓旁路閥前管道的碰管處壁溫在180 ℃至200 ℃之間,蒸汽過熱度達到30 ℃以上,低壓旁路及預暖管內的蒸汽流動性能滿足要求,能滿足機組長期連續運行的安全性。

4 結語

本次事件的發生,其主要原因是設計院未認真核算低壓預暖管與低壓旁路內蒸汽正常流動時的壓差。其次,安裝過程中電廠技術人員沒有監督到位,使得低壓預暖管在低壓旁路閥前管道的上部碰口,導致因蒸汽流動性差產生的凝結水大量聚集在低壓旁路閥前管道內。原本設計承擔調峰任務的機組,很多設計或安裝細節可能不滿足機組長期連續運行的要求,在設計和施工階段,電廠技術人員應該仔細審核相關圖紙,深入監督施工安裝過程,及時發現問題并進行分析整改。