锅炉再热蒸汽温度急剧下降事故未遂分析

胡红军

摘 要：现如今，我国能源需求与日俱增，同时我国火电行业还面临着节能减排的压力。所以通过提高汽轮机组效率降低煤耗势在必行。而提高蒸汽参数是提高汽轮机组热效率的一条重要途径。

关键词：再热器温度 超超临界机组 热效率

引言：

亚临界发电技术经过几十年的发展，已是成熟的先進技术，在可靠性、可用率、运行灵活性等方面己和亚临界机组没有差别，己有了较多的商业运行经验。

1、提高蒸汽参数对机组效率的影响

理论上来讲，无论是提高机组温度还是压力，都会提高机组热效率。当新蒸汽初温不变仅提高初压时，一定范围内可提高机组热效率。但单独提高初压过大，机组热效率反而会降低，其主要原因是初压提高时蒸汽比容减小，将使汽轮机超高压通流部分叶片高度减小，甚至需要采用部分进汽，这样将使叶片级的二次流损失和轴封漏汽损失都增大，将抵销一部分提高压力参数所带来的好处。同时，低压缸的排汽湿度将随初压的提高而增加，加大湿气损失，使汽轮机的热效率下降。另外初压过高又不采用二次再热，还将使低压缸末级叶片水蚀进入不可接受的程度。

鉴于提升初压对机组效率提升并不是很明显，而且会带来一些危害，所以这里采用提高蒸汽参数来提高机组经济性。而受现在蒸汽管道所用材料P92钢特性限制，主蒸汽温度提升空间极其有限。所以，这里选择提升再热器温度来提高汽轮机组的经济性。

2、锅炉再热蒸汽温度急剧下降的影响

我厂2016年5月6日20：20分#1机组跳闸，再热蒸汽温度387℃，屏式再热器出口温度II（以下简称屏再温度II） 434℃，屏式再热器出口温度III （以下简称屏再温度III）438℃；20：27分锅炉开始恢复启动，再热蒸汽温度356℃，屏再温度II 415℃，屏再温度III 422℃，再热器微喷减温A侧电动调节门（以下简称A侧）开度0%，再热器微喷减温B侧电动调节门（以下简称B侧）开度0%，此时再热器温度基本趋于平稳；

20：54分炉侧再热器温度开始上涨，再热器温度变化率（以下简称温度变化率）3.96℃，再热蒸汽温度353℃，屏再温度II 394℃，屏再温度III 393℃，A侧开度0%，B侧开度0%，从20：54分至21：13分再热蒸汽温度上涨幅度越来越大，运行人员并未作出调整，一直持续至21：13分，此时再热蒸汽温度已涨至432℃，屏再温度II 503℃，屏再温度III 479℃，A侧开度5.08%，B侧开度6.72%；21：15分汽机等待冲转，要求锅炉降主汽压力，主汽温度和再热蒸汽温度，此时运行人员开大再热器减温水调门开始调整；调整至21：20分，再热蒸汽温度451℃，屏再温度II 492℃，屏再温度III 486℃，A侧开度30.17%，B侧开度41.68%，炉侧温度变化率-2.26℃；为快速降低再热蒸汽温度，运行人员持续开大减温水调门进行降温，至21：21分，再热蒸汽温度453℃，屏再温度II 487℃，屏再温度III 485℃，A侧开度40%，B侧开度61.67%，炉侧屏再出口蒸汽温度变化率-2.7℃；调整至21：27分，再热蒸汽温度454℃，屏再温度II 467℃，屏再温度III 471℃，A侧开度50%，B侧开度71.82%，炉侧温度变化率-2.48℃，汽机再次要求锅炉降低再热蒸汽温度，运行人员继续开大减温水调门，调整至21：35分，屏再温度II 460℃，屏再温度III 449℃，A侧开度60%，B侧开度81.82%，炉侧温度变化率-4.82℃；

调整至21：53分，屏再温度II 357℃，屏再温度III 312℃，A侧开度60%，B侧开度81.94%，炉侧温度变化率-38℃，此时屏再温度II 、III急速下降，运行人员发现开始关调门；

调整至21：56分，屏再温度II 164℃，屏再温度III 112℃，A侧开度0%，B侧开度0%，炉侧温度变化率-84℃，汽机转速1772转；

调整至21：57分，屏再温度II 103℃，屏再温度III 135℃，A侧开度0%，B侧开度0%，炉侧屏再出口蒸汽温度变化率-0.81℃，汽机转速2055转，此时汽机发现炉侧再热蒸汽温度较低，要求锅炉升再热蒸汽温度；22：01分汽机转速由2055转开始向2950转升速，此时炉侧屏再出口蒸汽温度变化率急速变化至-91℃，屏再温度II 急速下降至84℃，屏再温度III 上涨至287℃，机侧再热蒸汽温度急速下降，汽机险些打闸；

3、原因分析

1、机组跳闸，锅炉热态恢复启动过程中，从20：54分至21：13分，在再热蒸汽温度上涨幅度越来越大的情况下，运行人员并未作出提前调整，导致再热蒸汽温度涨至432℃，屏再温度II、III 分别涨至 503℃、479℃，为快速降低再热蒸汽温度，运行人员从21：20分至21：53分持续开大减温水调门进行降温，21：53分炉侧再热蒸汽温度变化率已达到-38℃，运行人员才开始关闭调门进行调整，运行人员对再热蒸汽温度调整未做到超前预判调整是造成此次事故未遂的主要原因。

2、汽机冲转前将再热蒸汽管道抽负压至-0.03Mpa，由于锅炉所有疏水汇至同一根母管压力较高（4Mpa左右），再热蒸汽管道压力远远低于疏水母管压力，再热器微喷减温水调门开的太大，导致疏水不畅，大量疏水积存在再热蒸汽管道内，是造成炉侧再热蒸汽温度急速下降的主要原因。

4、结束语

机组热态启动过程中，运行人员对主、再汽温度、主汽压力控制要超前预判，提前调整，特别是汽机冲转前，再热蒸汽管道抽负压时，再热蒸汽温度在满足汽机冲转要求的前提下，尽量关小再热器减温水调门。调整过、再热蒸汽温度时，提前预判，尽量避免大幅度调整。

参考文献：

[1] 郑体宽. .热力发电厂 中国电力出版社 2008

[2] 陈海平等. 热力发电厂课程设计 2013

[3] 孙实文.火电厂热力系统节能技术及其应用[D].西安交大学报，2008.endprint