超临界汽轮机组除氧器过载运行的分析及处理

杨辉，田阳

(1.国电福州发电有限公司，福建 福州，350309；2.国电科学技术研究院有限公司，江苏 南京，210023)

1 概述

某电厂的汽轮机为东方汽轮机厂设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、间接空冷凝汽式汽轮机，汽轮机型号为CJK350/285-24.2/0.4/566/566。

在电厂热力循环中，从汽轮机某中间级后抽出一部分蒸汽来加热锅炉给水，这种热力循环就称为电厂的给水回热循环。来自汽轮机中间级的抽汽在汽轮机中已做了一部分功，但其余热量并没有被循环冷却水带走，而是用于加热给水。因而该回热循环热效率必然大于相同初终参数的朗肯循环热效率。此外，给水回热的结果，使锅炉给水温度提高，从而提高给水加热的平均温度，锅炉给水传热的能量不可逆损失减少，提高了电厂的循环热效率。

由于热力设备的不绝对严密，以及需要补充加入的除盐水，使锅炉给水中一直溶解有一定量的气体，这些气体随着温度升高而活性增强，加快了和金属的化学反应，对金属设备的安全构成严重威胁。另外，水中含有气体会使传热恶化，降低设备的传热效果和经济性，因此，必须及时清除给水中的气体，尤其是危害最大的气体——氧气。目前火电厂中广泛采用的方法之一是热力除氧，它可去除水中溶解的各种气体，热力除氧实质上就是传热传质的过程。除氧器就是根据此原理设计出来的，它有两个必要的条件，一是除氧器必须加热至除氧器压力下的饱和温度，才能达到稳压的除氧效果[1]，二是要及时排出水中所溢出的气体至除氧器外。

该机组的除氧器布置在除氧框架19.6 m层。由于采用给水泵与前置泵同轴布置的方式，因此除氧水箱中心线安装标高确定为22.7 m。除氧器运行方式为定压-滑压-定压，最高工作压力为1.257 MPa，滑压在0.147～1.103 MPa。除氧器水温变化范围：110℃（启动加热）～187.7℃（VWO工况最高）；除氧器TRL工况运行压力：1.212 MPa；除氧器TRL工况运行水温：186.1℃。高压加热器（正文简称 “高加”）和除氧器组成的系统见图1。

图1 高压加热器及除氧系统示意图

2 现象描述及事故经过

某日14∶59，机组带初负荷73.2 MW运行，主蒸汽温度及压力分别为520.1℃、9.48 MPa，再热蒸汽温度及压力分别为516.6℃、1.11 MPa，三段抽汽至#3高压加热器的蒸汽温度及压力分别为87.1℃、0.41 MPa，四段抽汽至除氧器的汽源温度及压力分别为43.8℃、0.0 MPa，#3高加的水位为最低水位，除氧器的温度和压力分别为85.8℃、0.08 MPa，辅助蒸汽至除氧器汽源的温度和压力分别为313.50℃、0.79 MPa，辅汽参数全程保持基本稳定。参数一览如表1所示。

表1 机组低负荷状态下相关的主要参数

机组准备慢慢投入高压加热器汽侧，分别检查#1、#2、#3高加事故疏水门全开，全开#1～#4段抽汽逆止阀，缓慢开启#1～#4段抽汽电动阀。开启#3高加抽汽逆止门，点动开启#3高加抽汽电动门，#3高加疏水温度逐渐由103.3℃缓慢上升；开启#2高加抽汽逆止门，点动开启#2高加抽汽电动门，#2高加疏水温度逐渐由53℃缓慢上升；开启#1高加抽汽逆止门，点动开启#1高加抽汽电动门，#1高加疏水温度逐渐由73.9℃缓慢上升；当日19∶34，机组负荷268 MW，检查机组各参数正常，缓慢将#1高加事故疏水阀由全开位置缓慢关闭，除氧器压力由0.81 MPa上升至0.86 MPa，如图 2所示。当日 19∶49，机组负荷 297 MW，缓慢将#2高加事故疏水阀由全开位置缓慢关闭，除氧器压力由0.99 MPa继续上升至1.08 MPa。当日19∶50，#2高加正常疏水管道振动大，就地全开#2高加正常疏水手动门，振动现象未消除，稍开#2高加正常疏水旁路手动门，振动现象减缓。当日20∶12，机组负荷上升至303 MW，缓慢将#3高加事故疏水阀由全开位置缓慢关闭，除氧器压力由1.06 MPa上升至1.24 MPa。高加汽侧全部投入正常，检查#1、#2、#3高加下端差由39℃、14℃、10℃分别降至27℃、9.6℃、6℃，但是高加汽侧疏水水位无变化，就地检查原因。当日20∶45，除氧器压力已经上升到1.48 MPa，触发了除氧器安全门动作，运行人员立即全关四抽至除氧器电动门，除氧器压力快速下降。

当日20∶53，由于给水泵及其小汽轮机均出现重大故障，运行人员下令对机组手动打闸停机，避免事故进一步扩大。

图2 四段抽汽压力随负荷的实际变化曲线

3 除氧器超压原因分析

机组冷态启动时，为了提高锅炉给水温度，就需要在流程的上游提高各级表面式加热器和混合式加热器水侧的出口水温，而提高水侧的温度就需要投入并增加各级加热器的抽汽量。汽轮机冲转以前，只有除氧器通过辅助蒸汽加热低压给水，提高低压给水的温度；而其他三台高压加热器、三台低压加热器根据系统的原则性热力图可以看出，没有热源对其介质进行加热，无法提高加热器的出口水温度。

如要提高除氧器内的低压给水温度，则需提高辅助蒸汽系统至除氧器的供汽流量和供汽压力以提高除氧器出口水温。在机组负荷为268 MW时，辅助蒸汽至除氧器加热蒸汽的压力已经达到0.86 MPa，甚至超过了THA工况下除氧器的额定压力，造成除氧器压力长时间居高不下。当机组负荷继续升高后，除氧器压力出现了继续升高的情况，到2017年11月7日19∶49分时，除氧器压力已经达到1.08 MPa，远远超过了额定负荷下对应的压力，如图3所示，与#3高加正常疏水的压差不断缩小，造成#3高加正常疏水不够畅通，转而寻求从危急疏水管道排出加热器内大量蓄积的由三段抽汽凝结而成的水量，由于该机组设计的加热器逐级疏水阀采用了汽液两相流设备，其液位控制能力不够及时有效，为了防止因高加水位达到高Ⅲ值而造成高加解列，#3高加的液位只能保持低水位运行，而无论模拟量还是开关量的液位测点均显示#3高加的液位已经低于低Ⅱ值，因此可以判断#3高加没有建立水位，#3段抽汽完全可能通过#3高加的正常疏水管道进入除氧器，且蒸汽的流量和压力均偏大，是造成除氧器超压的主要原因；另一方面，运行人员在机组的几次启动过程中，为了提高给水温度，均将除氧器加热的辅助汽源的压力和温度提高了很多，没有在除氧器压力达到0.147 MPa时将正常汽源投入运行，同时切除辅助汽源，从机组开始投运时就超压运行，从而为除氧器超压运行埋下了隐患。

图3 四段抽汽压力设计值随负荷变化的曲线

4 结论及建议

在以上分析的基础上作出以下经验总结：

（1）除氧器在投用过程中未遵循滑压投用的原则，在投用以后未和滑压过程线进行对比，如图3所示，同时需要运行人员加强监盘，注意机组各项重要参数的变化，如果提前发现，则可留下足够的时间去处理，把异常消除在萌芽状态，防止机组的异常发展成事故；

（2）机组没有同步投用#3高加，并且投用后未建立正常水位。此时由于三段抽汽压力远高于除氧器压力，导致三段抽汽经由#3高压加热器的正常疏水管道进入除氧器，对除氧器内的低压给水进行加热，并且导致除氧器的饱和压力不断升高，此时通过关闭辅汽到除氧器汽源或者关闭四段抽汽至除氧器汽源均起不到立竿见影的效果。对比参考图4可以看出，若要降低除氧器压力，就应立即隔离#3高压加热器到除氧器的正常疏水，将疏水通过危急疏水排到凝汽器，同时机组适当降低负荷；

图4 THA工况原则性热力系统图

（3）这次事故的主要原因在于升负荷过程中未发现三段抽汽部分进入了除氧器，而如果及时发现此原因，首先就必须建立在前两点的基础之上，才能找到机组异常的病根，留有足够的时间应对和处理，只需将#3高加正常疏水至除氧器的阀门关死即可；

（4）在除氧器压力持续升高过程中，如果原因未查明应该立即降低负荷，尤其是当负荷较高时，应该及时将机组转湿态运行，如果此时除氧器压力仍然保持较高压力而未出现下降趋势，则应打闸停机，分析原因并解决问题，避免此种危险工况再次出现；

（5）在水位未明确建立时不要开启危急疏水阀，以便于加热器建立正常水位，除了基于安全考虑外，还可以保证加热器处于设计工况下运行，从而保证在加热器环节不造成过大的能量损失。

总之，希望其他机组以此事故作为前车之鉴，防止同类型的危险工况重复出现，避免机组造成重大经济损失。