S109FA 联合循环机组低压蒸汽温度异常分析与处理
第14卷 第3/4期燃气轮机发电技术2012年10月
Ｓ１０９ＦＡ联合循环机组低压蒸汽温度异常分析与处理
薛志敏
（中山嘉明电力有限公司，广东 中山 ５２８４３７）
摘要：对某台机组在高负荷运行时出现低压过热蒸汽温度异常进行分析，结合传热学的能量平衡方程和连续性方程得出饱和蒸汽带水是造成低压过热蒸汽温度异常的根本原因。介绍了影响蒸汽带水的因素与蒸汽带水的危害，进一步分析部分汽水分离设备损坏是影响低压饱和蒸汽带水的根本原因。针对某台机组实际运行的现状，提出机组运行中解决低压过热蒸汽温度异常的具体处理方法，保证机组的安全运行。关键词：燃气－蒸汽联合循环机组；蒸汽温度异常；热平衡；蒸汽带水；处理
0 概述[1]
中山嘉明横门发电厂某台STAG 109FA SS(S109FA) 燃气-蒸汽联合循环发电机组，由1台燃气轮机、1台蒸汽轮机、1台发电机和1台HRSG余热锅炉组成；燃气轮机、蒸汽轮机、发电机在同一轴系运行。
汽轮机型号为D10改进型，为三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、纯凝式机组。汽轮机高中压缸合缸，低压缸为双流程向下排汽形式。
余热锅炉（HRSG）是引进东方日立公司技术生产的三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉。高、中、低三个汽包前都有省煤器模块，汽包下都有蒸发器模块，汽包出口都有过热器模块，汽机高压缸排汽和中压过热器出口的蒸汽混合经再热器加热后到中压缸作功，高压过热器通过一级减温水减温来保证主蒸汽温度不超限，再热蒸汽有一级减温水控制再热蒸汽温度在规定范围内。低压过热蒸汽可并入连通管和中压缸排汽混合进入低压缸做功。低压省煤器有再循环泵提高低压省煤器入口水温，防止产生烟气低温腐蚀。
DCS余热锅炉低压过热蒸汽到Mark VI低压蒸汽共7个热电偶数值也是145 ℃左右，此时低压过热蒸汽流量达40 t/h，低压蒸汽连通管蒸汽温度和低压缸末一级温度有所下降。而机组负荷在260 MW左右时，低压过热蒸汽温度可基本维持在正常值285 ℃左右（DCS系统余热锅炉低压过热蒸汽到Mark VI系统的低压蒸汽共7个热电偶读数值也是285 ℃左右），此时过热蒸汽流量为21 t/h。
从某台机组高负荷运行低压蒸汽温度异常时，DCS余热锅炉低压过热蒸汽到Mark VI低压蒸汽共7个热电偶数值也是145 ℃左右；而机组负荷在260 MW左右时，低压过热蒸汽温度可基本维持在正常值，DCS余热锅炉低压过热蒸汽到Mark VI系统低压蒸汽共7个热电偶数值也是285 ℃左右。这就排除了低压过热蒸汽温度热电偶故障的可能性。
图1 为低压过热器换热简图。式（1）为考虑散热损失的低压过热器热交换的热平衡方程式[2]：
（1）
式（1）中、、 分别为低压过热器烟气侧的进口比焓、出口比焓、烟气质量流量、、分别为低压过热器蒸汽侧的进口比焓、出口比焓、蒸汽质量流量 为低压过热器换热效率。由式（1）可从低压过热器烟气侧、蒸汽侧两方面去分析低压过热蒸汽温度异常的原因。
首先从烟气侧分析，以下通过换热器的热量平
1 低压过热蒸汽异常的现象与分析
2011年5月8日某台机组在高负荷时出现低压过热蒸汽温度偏低的情况（最低到145 ℃），
衡来计算蒸汽异常的情况：查阅历史运行曲线记录IGV全开（即相同某台机组IGV全开时进入温控，保证烟气侧热量基本一致）低压过热蒸汽温度正常时和异常时的汽包压力p1、p1’；低压过热器出口的压力p2、p2’，温度t1、t1’。查水与水蒸气的焓熵图得p1对应的饱和蒸汽比焓为h1；p1’对应的饱和蒸汽比焓为h1’；低压过热器出口的压力p2、温度t2的过热蒸汽的比焓为h2；低压过热器出口的压力p2’、温度
t2’的过热蒸汽的比焓为h2’。设温度正常时低过过热器换热量为QYZ、温度异常时低压过热器换热量为QYY。由低压过热器的换热平衡式可知：低压过热蒸
汽温度正常、异常时的烟气侧热量：
2）（3）
Ԣ 䖛⛁㪌≑ ˈ 3W
Ԣ ≑ ⱘ佅 㪌≑ ˈ 3W
⚳⇨ջ
3 ˈ W3
ˈ W图１ 低压过热器换热简图
由DCS历史运行曲线，可查询出两组在压气机进气温度CTIM差不多，某台机组带上基本负荷时，见表1、表2低压过热蒸汽温度正常与异常时的数据
表１ 基本负荷下低压过热蒸汽温度正常与异常时的数据
项目汽包压力/MPa低过出口压力/MPa低过出口温度/℃流量（/t·h-1）正常0.30.328535异常
0.3
0.3
150
41
表２ 机组满负荷运行烟气侧数据
项目
低压过热蒸汽烟气压力
烟气压力
烟气温度
烟气温度
温度/℃
p3/kPap4/kPat3/℃t4/℃正常290.8151.3790.907311.19234.196异常
146.8
1.371
0.857
315.26
239.12
通过表1基本负荷下低压过热蒸汽温度正常与异常时的数据查汽水焓熵图有h1= h’1=2 730 kJ/kg；
h2=3 030 kJ/kg； h’2
=2 765 kJ/kg。由式(2)、(3)可得：（4）
由式（4）计算出的结果，可看出假设是烟气侧出问题导致低压过热蒸汽温度异常时，正常与异常的烟气热量之比是7.32:1。式（2）、式（3）结合表2机组满负荷运行烟气侧数据可以看出：正常与异常时前后的进口、出口的烟气压力、烟气温度基本相同（低压过热器烟气侧的进口比焓h3、出口比焓h4基本相同），IGV全开，烟气排气量基本不变（烟气质量流量GY 基本不变），从而得出假设是烟气侧出问题导致低压过热蒸汽温度异常的影响因素是低压过热器的换热效率 的因素有：低压过热器烟气侧结垢、烟气侧对流压力、蒸汽侧结垢、蒸汽侧不粘性气体含量增大。而低压过热器烟气侧结垢会造成低压过热器壁温增大，通过表2机组满负荷运行烟气侧数据可知低压过热蒸汽温度正常与异常时低压过热器进出烟气温度、烟气压力几乎一致。即可排除低压过热器烟气侧结
垢、烟气侧对流压力是影响低压过热器的换热效率 的因素。查看机组运行历史曲线可知：观察机组260 MW左右运行，低压过热蒸汽温度可基本维持在额定值285 ℃左右，高负荷低压过热蒸汽温度异常时烟气侧各处的烟气压力和烟气温度与历史运行工况相比较基本上无变化。既然机组在260 MW负荷运行下，低压过热蒸汽温度未出现异常，则可排除蒸汽侧空气未排尽、蒸汽侧结垢因素造成低压过热蒸汽温度异常，进一步判断低压过热器烟气侧是正常的。
从蒸汽侧分析，由低压过热蒸汽温度异常前后烟气侧热量基本一致，综合式（2）、式（3）、表1的数据有：
（5）
若GZ = 35 t/h,则由式（5）可得GZY = 301 t/h。这与实际低过蒸汽温度异常时的流量41 t/h相差很大，说明低压过热器烟气热量基本一致时低压过热蒸汽流量与温度变化不呈线性，出现了减温现象，即低压蒸汽带水。通过分析DCS余热锅炉低过出口到Mark VI汽机低压蒸汽温度管路上7个热电偶数值变化趋势是一致的（即低压蒸汽减温从第一个热
电偶前开始，就地检查把低压过热器出口前疏水手动阀关闭，用测温仪检查低压过热蒸汽PCV阀、安全门、排污阀等正常），因此判断低压蒸汽带水的根源最大可能来自低压汽包，即低压饱和蒸汽带水。
假设p2对应的饱和水比焓为h5，蒸汽带入饱和水的流量为GS，实际运行低压过蒸汽温度异常时低压过热蒸汽流量为GZY，则出现减温的热平衡方程：
（6）（7）
表1基本负荷下低压过热蒸汽温度正常与异常时的数据：GZ=35 t/h,异常时GZY = 41 t/h，联立式(6)、式(7)求得 GS
低压过蒸汽干度X：通过上述计算可知，机组高负荷运行出现低压过热蒸汽温度异常时,低压饱和蒸汽带水量约占10.1 %就可以将低压过热蒸汽温度下降到150 ℃。
2 蒸汽带水的因素及危害
２．１ 影响蒸汽带水的因素
致使蒸汽带水的因素是多方面的, 排除运行因素外主要有以下几个方面。①负荷D。D增加汽流速度增加，动能高，所能带起水滴的直径增大及数量增多。②水位（蒸汽空间）。当水滴自身的重力大于蒸汽的浮力和蒸汽气流对水滴的摩擦力时，水滴虽然可以从蒸汽气流中落下,但需要一个足够的分离空间高度。分离空间高度的大小直接影响水滴从蒸汽中分离下来的速度。高度越大，水滴下降得越快。高度越小，水滴就来不及从气流中分离出来。即使有些水滴分离下来，也会由于分离空间高度较小，蒸汽进入锅筒上方的汽水分离设备时, 因局部流速提高,又会把这些水滴带走[3]。③汽包压力。蒸汽压力压力升高，分子热运动强，水滴破碎成微细颗粒易被带走；蒸汽压力高，汽、水密度差减小，分离困难；蒸汽压力高，蒸汽密度大，动能增强，蒸汽带水能力增强。这些因素都促使饱和蒸汽机械携带的可能性增大。④锅水含盐量。锅水内残存的杂质中含有
一定的盐量, 当含盐量增加时，那么锅水中的表面张力也会增加。汽泡冲出表面张力形成的水滴直径则比较小，细小的水滴很容易被蒸汽带走。另外，由于锅水内含盐量提高,一些汽泡会在水面自然堆积起来，形成分离空间的高度相对降低，而更容易引起蒸汽带水量的增加[3]。⑤汽水分离设备完好程度关系分离效果。汽水分离设备部分损坏，造成分离效果变差，进而导致进入低压过热器的饱和蒸汽的湿度增大。
２．２ 对实际运行蒸汽带水各因素的分析
分别对实际影响蒸汽带水的各因素进行分析排除：①负荷D的影响，从机组高负荷运行出现温度异常时的负荷D来看大约在27 t/h，而通过查找相关机组运行的历史曲线负荷D在32 t/h时低压过热蒸
汽温度未出现异常，说明低压过热蒸汽正常时运行低压过热蒸汽流量比温度异常时的负荷还大，从而排除负荷D是影响低压蒸汽带水的根本原因；②水
位（蒸汽空间）：低压汽包水位未整定过，就地翻版计的水位与以前运行水位基本一致，当低压过热蒸汽温度异常时，运行人员将低压汽包的运行水位从0 mm下调至-80 mm左右，发现机组高负荷运行时低过蒸汽温度略有提高，但还是远没达到正常值，进而判断运行水位不是影响低压蒸汽带水的根本原因；③汽包压力，查找相关运行历史曲线得知，低压过热蒸汽温度正常与异常时汽包压力基本一致（汽包压力跟D是成正比的，负荷D越高，汽包压力越高），从而排除汽包压力是影响低压蒸汽带水的根本原因；④锅水含盐量，低压过热蒸汽温度出现异常时，专工通知运行加强了低压汽包的连续排污的次数和时间；值长请化学化验低压汽包的锅水品质，结果是低压汽包的锅水品质合格，从而排除锅水含盐量是影响低压蒸汽带水的根本原因；⑤汽水分离设备是否完好关系到分离效果。低压汽包蒸汽采用水下孔板和均汽板进行分离，水下孔板和均汽板的性能直接影响低压汽包的分离效果，而在未解体之前机组运行中运行人员无法确定低压汽包中水下孔板和均汽板的真实情况。
综上所述分析：部分汽水分离设备损坏造成低压汽包汽水分离效果变差是影响低压蒸汽带水的根本原因。这也为检修人员在机组临修时处理低压过热蒸汽温度异常过程中指明了方向并提供相关理论
支持，缩短查找问题根源的时间，提高了检修效率。2010年9月6-10日某台机组停机临修时对低压过热蒸汽异常进行检修处理发现低压汽包里面的水下孔板A3和B2、B6共3块水下孔板焊口开裂、板块松开；A2、A3共2块水下孔板焊口开裂、板块脱落。水下孔板松脱，造成余热锅炉运行时低压蒸汽温度波动较大，危及设备安全。这是对上述低压蒸汽温度异常理论分析最好的印证。２．３ 蒸汽带水的危害
蒸汽带水很容易造成水击现象，引起管道振动噪声，严重时振断管线；同时也容易把水中的少量盐份带入管道，时间长了会腐蚀管道；蒸汽带水长时间在过热器运行，会造成过热器结垢，影响过热器的换热效率。蒸汽带水影响过热蒸汽的温度、影响蒸汽品质，降低单位蒸汽做功能力，用汽量增大。另外对于汽轮机发电来说，蒸汽带水会加剧汽轮机通流部分结垢，增加腐蚀，降低机组经济性，严重的使汽轮机推力发生变化，叶片受力增加，损坏汽轮机，造成巨大损失。
3 低压蒸汽温度异常的处理
３．１ 低压蒸汽温度异常的处理原则
根据上述情况，如何降低低压蒸汽带水给机组运行带来的危害？当某台机组实际运行中出现低压蒸汽带水造成低压蒸汽温度异常时，密切关注机组各个轴承的振动变化特别是汽轮机低压缸5号、6号轴承的振动变化、低压缸连通管的蒸汽温度的变化、低压缸末一级的温度变化。若出现危及机组安全运行的振动变化或低压缸末一级的温度变化，则及时退出某台机低压蒸汽并汽，投入低压旁路运行，考虑到低压蒸汽带水还会对低压过热器产生结垢等影响，此时还应密切注意低压过热蒸汽温度。３．２ 实际运行中部分汽水分离设备损坏造成低压蒸汽温度异常处理方法
通过上述对影响低压蒸汽带水因素和低压蒸汽带水危害的详细分析，当机组在实际运行过程中出现低压蒸汽温度异常时，运行人员必须高度重视，采取相应正确的处理手段控制低压蒸汽温度维持在正常范围内。从某台机组运行的历史曲线可知高负荷运行出现低压蒸汽温度异常时的低压蒸汽流量大
于27 t/h，当某台机组高负荷运行时出现低压蒸汽带水造成低压蒸汽温度异常时（机组因调度要求不能停下来进行临修时），可尝试机组满负荷运行时将低压蒸汽流量控制在25 t/h左右，以维持低压蒸汽温度在正常范围内。
从图2 低压汽包汽水简图可知，通过开启凝结水加热器旁路手动阀，可降低进入低压汽包的给水温度t，进而减小低压蒸汽流量。实践证明：当机组高负荷运行时出现低压过热蒸汽温度偏低的情况时，可保持机组基本负荷运行下，通过稍微调整凝结水加热器旁路手动阀开度，以减小产生低压蒸汽流量，观察低压过热蒸汽温度的变化。当低压过热蒸汽温度可维持在正常范围时，保持凝结水加热器旁路手动阀开度不变。此时可投入机组AGC运行，低压过热蒸汽温度在260 MW至基本负荷过程中可保持在正常范围中。这是机组实际运行中解决部分汽水分离设备损坏造成低压蒸汽带水的有效调整方法。
图２ 低压汽包水简图
３．３ 判断低压过热蒸汽带水加剧程度
然而当机组低压蒸汽带水运行一段时间后，低压汽包正常部分的汽水分离设备可能会损坏。当保持凝结水加热器旁路阀以目前的开度运行一段时间后，低压过热蒸汽温度出现明显下降，这说明低压汽包出现汽水分离设备新的损坏。运行人员得重新调整凝结水加热器旁路阀的开度，以减小低压过热蒸汽流量维持低压过热蒸汽温度在正常范围之内。当出现低压汽包壁温差大或低压蒸汽温度异常无明显好转时，说明低压汽包的汽水分离设备已损坏严重，考虑到低压蒸汽带水对低压过热器结垢影响严重，此时应建议尽快停机处理。
4 结束语
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