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1、S 生 产 一 线 hengchanyixian 电力安全技术 第 12卷 （ 2010年第 11期 ) 高加疏水管道振动产生的原回及处理 贺苏军 (粤泷发电有限责任公司，广东罗定 527217) 粵泷发电公司 1号机组由上海汽轮机广制造， 型号为 N135-13.24/535/535, 次中间再热、双 缸、双排汽、单轴凝汽式汽轮机， 2004年 2月投产。 2006年 6月，开始出现 1号高加疏水到除氧器 管道振动大现象，同时 1号高加出现水位不稳定，尤 其在负荷高时水位难以维持，危急疏水电动门经常 动作，导致高加投入率不高，机组热效率降低。 1 1号高加概况 1号高加布置在 m层，是一台直
2、立、自密封、 U型钢管、双流程表面式加热器。加热汽源依次经 过蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段加热给水，加 热汽源来自汽轮机高压缸排汽管引接的二段抽汽， 二段抽汽管上设有抽汽逆止门和电动门。 1号高加 正常疏水采用自流的方式，经疏水手动门、电动调 节门、手动门和逆止门自流人除氧器 (除氧器布置在 16m层 )， 2号高加疏水正常流入 1号高加。机组低 负荷时， 1号高加与除氧器间的压差不足以克服流 动阻力和标高差时，疏水流到 4号低 加。高加水位 异常升高导致自动保护装置动作时，疏水经危急疏 水电动门排人到定排扩容器。此外，高加壳侧还装 有放空气管、注水管、底部放水管、安全排汽管等。 2疏水管振
3、动原因分析 2.1运行情况的检查分析 (1) 现场检查二段抽汽逆止门、电动门已全开 到位，且在额定工况下，二段抽汽口压力为 2.52 MPa, 1号高加进汽压力为 2.40MPa,压差为 0.12 MPa,抽汽压损为 4.76 %。符合一般抽汽压损小于 5 % 8 %的要求，说明上述两阀阀芯正常，且已开 到位。 (2) 检查 1号高加疏水调节门开关正常， DCS显 示与就地开度一致，疏水手动门已全开。 (3) 高加水位波动比较大，核对 1号高加 DCS 水位和就地翻板水位计水位，两水位指示对应，即 从现场零位的标定来看，水位是正常的。 (4)在现场对提高高加疏水水位进行了简单试 验。高加疏水
4、DCS水位由 -100 mm提高到 180 mm 运行，高加疏水管道振动有一定好转。 (5) 疏水端差比设计疏水端差高。 分析高加可能存在低水位运行现象。低水位使 蒸汽通过疏冷段进人疏水管道，存在两相流动，导 致管道振动。 2.2系统设备异常分析 (1) 现场发现， 1号机组 1号高加疏水到除氧器 管道长度比 2号机组要长很多，管道弯头也比 2号 机组多3个，使管道阻力大大增加。 (2) 在长期运行过程中，支吊架系统存在一定 的调整偏差问题，如不规则松动、支撑不受力等。 (3) 1号高加钢管内漏已堵管 41根，对高加或 产生一定影响。 (4) 1号高加内部疏水冷却段密封板脱焊以及疏 水口内套脱
5、焊，导致加热蒸汽直接进入疏水冷却段， 使疏水存在汽水两相介质流动。 3处理过程 3.1检查管件对管内介质流动的影响 2007年 5月更换了高加疏水调整门，由角式门 换成笼式门，投运后发现水位无法维持。拆除阀芯 后，高负荷时水位仍难维持，管道仍然振动。后又 将逆止门阀芯拆除，管道振动仍然存在。 3.2检查运行方式的影响 i号高加说明书要求在运行中 DCS水位控制 在-200 mm 200 mm，但运行人员担心水位波动造 成高加退出，所以正常运行中通常将 1号高加水位 控制在 200 mm左右，但提高水位到 0 mm左右， 疏水管道振动仍然存在。又通过节流抽汽电动门等 措施改变运行方式，振动还是没
6、有消除。 3.3改变管道系统的刚度 2007年 11月又对 1号高加疏水至除氧器的管道 支吊架系统进行了重新调整，对所有支吊架进行了 紧固处理，并新增了 4处支吊架，但疏水管道仍然 第 12卷 （ 2010年第 11期 ) 振动。 3.4高加内部检查 2008年 2月，利用停机机会对高加疏水冷却段 密封进行了查漏，确认疏水密封盒有裂缝。由于现 场不具备高加抽芯解体检修条件，裂缝所处位置无 法补焊，同厂家讨论后决定更换一台高加，于 2008 年 5月机组大修期间实施。 投入运行后，在各种不同负荷、不同工况条件 下，高加疏水到除氧器管道没有再出现振动。 4 结 束 语 电厂就 1号机 1号高加疏水
7、至除氧器管道振动 问题，在现场没有条件抽芯解体检修的情况下，先 后对疏水调整门、逆止门、手动门、管道支吊架、高 加水位及疏水冷却段密封盒进行了检查，并最终确 定是由于疏水冷却段密封盒有裂缝，造成大量的蒸 汽与疏水一起进入疏水管道，造成管道振动。 管道振动对管道的危害很大，它不仅会加速材 料的疲劳损坏，缩短材料的使用寿命，而且容易引 发阀门、管道焊接处的破坏，因此，对这类异常应 高度重视，避免引起人身设备事故。 参考文献： 1王松岭 .流体力学 M北京：中国电力出版社 ， 2004. 2东北六省一市电机工程 (电力 )学会 .汽轮机设备及其系统 M.北 京：中国电力出版社 ， 2004. (收稿
8、 H 期 :2010-01 -13) S 生 产 一 线 hengchanyixian 硫系统几乎都加装了湿式石灰石 -湿法烟气脱硫装 置。脱硫系统的 GGH运行一段时间后，都会产生 GGH原、净烟气侧压差大的问题，从而会导致增压 风机的喘震，严重影响脱硫增压风机，甚至整个锅 炉的安全运行。为此，大部分电厂不得不停运脱硫 系统，进行GGH的人工清洗除垢工作。 GGH堵灰，是由于磨煤机制粉过程及锅炉燃烧 过程中产生带电的铁离子及少量的钙镁离子携灰吸 附于蓄热元件表面以及湿法脱硫后在潮湿环境中形 成的部分碳酸盐、亚硫酸盐和硫酸盐灰垢造成的。 由于蓄热元件模块的特殊结构，使得这种吸附堵灰 得以发展，
9、形成大面积的堵灰区，造成 GGH使用性 能下降，且灰分对 GGH设备本身也存在严重腐蚀。 电厂 4 x 300 MW机组配有 2套脱硫装置，自 脱硫 GGH建成投运以来，经常出现 GGH积灰严重， 需要进行人工清洗。经统计，相邻 2次清洗间隔时 间，最长的是 3个月，最短的是 7天。针对这种情 况 ，反复查找原因，进行总结分析。从查找结果得 知， GGH人工清洗后的压差最大在 600 Pa左右，最 小也有 500 Pa,相差 100 Pa左右，但清洗间隔时间 却存在这么大的差别，可见这一差别不应该是清洗 质量造成的。 根据机组的运行数据、燃煤的灰分、电除尘的 效果进行比较，发现机组在夏天时 G
10、GH堵塞的情况 比较严重，燃煤灰分大和电除尘效果差应该也是影 响GGH堵塞的重要原因。但是在人工清洗后的现场 验收中发现，所有的换热元件都还在滴水，这可能 就是导致 GGH重复清洗的主要原因。因为换热元件 上面还有水，投入运 行后烟气里的灰分就会粘附在 上面，产生钙化。这样的结果就是灰分越积越多，很 快又会产生堵塞现象。 基于上述分析，采取了以下解决办法： (1) GGH清洗完后不要急于投入运行，要先用 压缩空气进行吹扫，尽可能把换热元件表面的水分 吹干，然后再投人运行； (2)投入运行后的 GGH，在头 2天尽可能不要 用高压水清洗，而用压缩空气吹扫； (3)在 GGH每天吹扫的过程中，减少用高压水 吹扫的时间。因为用高压水吹扫后表面还是有水， 容易积灰，产生堵塞。 通过这些防范措施，电厂 GGH清洗间隔时间明 显延长，不仅节省了开支 ，还保护了环境。 (收稿日期 :2009 12 29) 电力安全技术 莫理明 (珠江电厂，广东广州 511457) 大型火力发电机组脱硫系统的烟气换热器 (简称 GGH)容易积垢堵塞，严重影响锅炉的安全运行，必 须对其进行清洗除垢。但如果清洗后的保养措施不 当，就会造成清洗间隔时间较短，影响机组的正常 运行并浪费资源。为此，通过总结得出几条对清洗 后的GGH进行保养、延长清洗间隔时间的经验。 根据环保的要求，国内大型火力发电机组的脱