汽轮机疏水系统节能分析

（二） 汽温下降开启疏水 正常运行当主、再热蒸汽温度下降至 520℃时，普遍认为是蒸汽带水的象征，作为紧急 处理，许多电厂运行规程规定要开启本体及主蒸汽管道疏水。实际上，汽温下降可能的因素 很多，如锅炉燃料调整或煤质波动，若为该类原因，开启疏水增加了锅炉换热面蒸汽流量和 换热情况，进一步使汽温下降；另一方面，此时汽轮机仍带较高的负荷，由于蒸汽流速很高 (40～60ｍ/ｓ)，开启疏水的作用不大，还容易使疏水扩容器过负荷，带来负面的影响。因而 建议此时，并不需要开启疏水，按规程减负荷即可。 （三） 疏水扩容器的减温水 疏水扩容器顶部一般设有喷水减温，来自凝结水管道，部分早期引进型 300MW 机组凝 结水泵最小流量再循环管和化学补充水管也直接接在扩容器的顶部。过多的喷水进入扩容 器，阻碍了汽流向上，并被加热产生蒸汽，增加了扩容器内蒸汽的容积流量。凝结水泵最小 流量再循环管和化学补充水管宜直接接入凝汽器，对扩容器喷水减温水管道的直径应作校核 计算。 （四） 主、再热蒸汽疏水的管径 引进型机组由于原设计没有旁路，而我国大多数机组设置了容量为 30%～45%的Ⅰ、Ⅱ 级串联旁路，此时，主、再热蒸汽的疏水管径可以缩小。 （五） 疏水接入扩容器的方式 一般机组设计有高、低压疏水扩容器，作为疏水进入凝汽器的缓冲，一些机组还设计有 高压加热器事故疏水扩容器。普遍的设计是按正常运行时疏水点压力的高低，来区分高压和 低压(或高、中、低压)部分，分别经疏水集管接入高、低压疏水扩容器。实践表明，区分高
机组取消了高压内缸的疏水。
二、 600MW 机组主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化
（一） 主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统存在的问题
根据 300MW 和 600MW 机组的运行经验，目前疏水系统普遍存在有以下问题： (1)疏水系统中的疏水点偏多，正常启、停时，疏水管道排汽量较大。 (2)由于疏水阀泄漏为电厂的一个通病，随着运行时间的延长，泄漏量将越来越大，在
发电厂的疏水系统由锅炉、汽轮机本体疏水和蒸汽管道疏水两部分组成。因机组启动暖 机时各疏水点压力不同，应分别引入压力不同的疏水母管中，再接至设置在凝汽器附近的 1~2 个疏水扩容器，疏水扩容器的汽、水测分别与凝汽器汽、水侧相连。
一、 大型机组汽轮机疏水系统的主要问题
大型机组汽轮机转子发生大轴永久性弯曲是重大恶性事故，为此原国家电力公司反复强 调，在“二十五项重点要求”中明确了具体的反事故措施，起到明显效果，但大轴弯曲事故 仍时有发生。统计表明，86%的弯曲事故是由于转子碰磨引起，而其中 80%以上是热态起动 时发生，它们都与汽缸上、下缸温差大有关。导致汽缸上、下缸温差大，除意外进入冷水、 冷汽之外，往往与疏水系统的设计和操作不合理密切相关。制造厂和设计院在防汽缸进水和 冷汽方面一般均采取有效措施，普遍参照了 ASME TDP1-1980(1998)的建议，但须注意不同 机组的实际情况并不一样，如引进型机组管道疏水原设计并没有考虑旁路的设置等。疏水系 统的设计往往只顾及正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低的分布，而未考虑温、热态开 机及甩负荷后的启动情况。目前大型机组典型的疏水系统设计和操作容易导致高负荷停机、 甩负荷后温、热态开机出现高、中压缸温差、汽缸内外壁温差逐渐增大现象，既存在安全隐 患，又不利于机组的及时再次启动。
13 点
2、疏水阀组
7路
13 路
3、至凝汽器背包扩容器
6路
13 路
4、至定期排污扩容器
1路
无
（三） 疏水系统优化效果
对上述优化方案的安全性和经济性论证结果表明，疏水系统优化后，除了提高机组整体
运行的安全性和可靠性外，还可以节省工程的投资费用，减少疏水阀组的维修工作量，降低
机组的运行费用。
（1）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后能满足机组在各个启、停工况下，管道疏 水和暖管的需要，且疏水管路的疏水能力裕量足够大。
压降也明显增大，因此造成扩容器内的扩容压力逼高，从而变相增加了扩容器的扩容能力。
而扩容器扩容压力的逼高又给机组带来一些负面的影响，主要影响有以下几点：汽轮机未冲
转时中压缸内的压力接近凝汽器的背压，扩容器扩容压力高于中压缸内的压力后，会使中压
缸有关的疏水管道疏水严重不畅，甚至扩容蒸汽通过疏水管道倒入中压缸，造成中压缸被迫
有关管道疏水开启过早，尤其是排汽缸内余汽凝结，形成负压导致冷汽进入汽缸，加上疏水 系统的设计不完善，容易造成汽缸上、下缸温差或内外壁温差增大。国内引进前苏联 210MW 机组则存在另一个流派，认为若高压缸金属温度高于 300℃而中压缸高于 250℃，汽缸疏水 可以不打开或冲转前开启 3～5min；停机后，汽缸温度降至 150℃前，汽缸和导汽管上的疏 水和排放阀不予开启。这样可以避免对高温金属产生急剧冷却和在其表面形成氧化皮。采取 “闷缸”措施，可以消除转子的热弯曲，成功避免许多机组由于各种原因可能发生的大轴永 久性弯曲。即使在正常停机没有其他意外的情况下，宜对运行规程或 DEH(DCS)的逻辑进行 修改，“负荷在 30%、20%和 10%时开启相应管道和抽汽逆止门后疏水，但保持汽缸本体疏 水直至盘车停用，高压上缸内壁达 150℃后开启”。机组再次启动，抽真空前开启各疏水阀 充分疏水一次。冲转前，或冲转后立即开启全部汽缸本体疏水。
（2）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，管道的温降，对冲转蒸汽的过热度影响 不大。
（3）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，在节省机组的投资费用和运行费用、减 少安装运行维护工作量、降低机组热耗等方面有明显的经济效果。
（4）在主蒸汽、热再热蒸汽管道中，当过热度足够大时，疏水阀可以不开启，以防止
在极热态启动和甩负荷工况下，对本体疏水扩容器和凝汽器造成的破坏。 （5）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，对改善整个机组运行的可靠性和安全性
冲坏凝汽器钛管的严重事故。如外高桥电厂(300MW)、吴泾电厂(300MW)、嘉兴电厂一期 (300MW)、北仑电厂(600 MW)都出现类似防冲板冲坏的情况。
(4)由于采用背包式疏水扩容器的电厂存在一些危险隐患，因此在一些电厂的改造中纷 纷改用外置式扩容器。由于外置式扩容器的排汽管道较长，管道内蒸汽流速增大时，管道的
正常运行状态，疏水阀的数量过多，就会导致一部分蒸汽不经做功就流至凝汽器，使得机组
的热耗增加，电厂的热经济性下降。
(3)对于设置背包式疏水扩容器的机组，疏汽量太大，对凝汽器是一个严峻的考验。由 于背包式疏水扩容器与凝汽器合在一起，扩容压力与凝汽器背压接近，蒸汽比容非常大，因
此，疏汽量太大时，扩容器排汽口的流速也就非常大，可能会发生凝汽器防冲板冲坏，甚至
(1)正常停机或高负荷跳机后，特别是电动主汽门前、后疏水门的开启，大量高温、高 压疏水和蒸汽进入高压扩容器，使原本处于真空状态的扩容器处于正压，压力高至 0.2MPa～ 0.5MPa。若汽缸内部疏水与管道疏水接在同一根集管进入高压扩容器，部分低温蒸汽经疏 水集管，再经导汽管疏水管倒流回汽缸内部，可能导致内下缸外壁和外缸内壁温度下降，高、 中压缸上、下缸温差增大。为此，至自动主汽门前、高排逆止门后的主、再热蒸汽管道的疏 水，宜接入高压扩容器，其余所有疏水(汽缸本体包括高压缸的全部疏水)均接入低压扩容器。
冲转起来，同时也会造成中压缸上、下温差过大，延长机组的启动时间。类似的问题在嘉兴
电厂一期 300MW 机组、长兴电厂技改 300MW 机组也出现过。 （二） 优化方案与常规方案对照
针对以上问题，对主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统进行改进优化，优化方案与常规方案
的对照见表 6-2。
表 6-2 优化方案与常规方案对照
项目
优化后的疏水系统
常规疏水系统
主蒸汽管道 1、主汽门前支管疏水
疏水点为两点，两路疏水管 疏水点为两点，且各自通过一
合并后通过一组疏水阀
组疏水阀
2、高压旁路阀前疏水
一路
来自百度文库
一路
3、主蒸汽管道总管疏水
取消
一路
二、热再热蒸汽管道 1、中压主汽门前支管疏水
2、热再热蒸汽管道总管疏水
疏水点为两点，两路疏水管 疏水点为两点，且各自通过一
合并后通过一组疏水阀
组疏水阀
取消
一路
3、低压旁路阀前疏水
一路
一路
三、冷再热蒸汽管道
1、高压缸排汽逆止阀前支管 合并一路
二路
疏水
2、高压缸排汽逆止阀后支管 合并一路
二路
疏水 3、锅炉侧三通点附近疏水
四、合计
一路(接至定期排污扩容器， 一路(接至疏水扩容器) 并仅考虑疏水罐有水位时开 启)
1、疏水点
11点
有积极的意义。
三、 引进型 300MW 汽轮机疏水系统节能改造
上海某电厂引进型 300MW 汽轮机疏水管道中的气控阀门承受很大压差，造成蒸汽泄 漏，降低了机组运行的经济性。针对这种情况，该厂采用取消或合并某些疏水管道及其气控 阀门的方法，减少蒸汽泄漏点，降低了泄漏量，提高了机组运行经济性，具有显著经济效益， 为同类型机组的疏水系统改造提供了参考。
低压疏水膨胀箱的压力等级不可一概而论，疏水集管的区分也非常考究，应根据实际运行情 况的高低和机组的运行方式等做出最优处理。既要考虑正常运行或机组冷态启动时疏水压力 高低分布，又要考虑温、热态开机及甩负荷后再启动的情况。如电动主汽门前、后管道疏水 与高压导汽管疏水，正常运行时确属同一压力等级，但停机时主汽门、调节汽门关闭，锅炉 蒸汽参数高，要求开启本体和主蒸汽管道疏水，主蒸汽管道疏水瞬间仍然保持原来压力(可 能更高)。但导汽管和高压内缸疏水却不然，由于没有蒸汽，压力骤然下降，甚至是真空； 又如在冲转，尤其是极热态启动，主蒸汽管道保持比较高的压力，但高压缸内绝大部分仍然 处于真空状态，此时，若仍然认为它们均归属于“高压疏水”，甚至将它们接在一根集管上 导入高压扩容器，就有可能使疏水互串。因此，在将疏水接入扩容器时，应遵循以下原则：
汽轮机疏水系统节能
疏放水系统不但影响到发电厂的热经济性，也威胁到设备的安全可靠运行。将蒸汽管道 中的凝结水及时排掉是非常重要的，若疏水不畅（如管径偏小），管道中聚集了凝结水，会 引起管道水击或振动，轻者会损坏支吊架，重者造成管道破裂、设备损坏的安全事故。水若 进入汽轮机，还会损坏叶片，引起机组振动、推力瓦烧损、大轴弯曲、汽缸变形等恶性事故。 因此，对疏放水系统的设计、安装、检修和运行都应足够重视。
(2)接入高压扩容器的主蒸汽管、再热蒸汽热段、冷段管的疏水分设三根集管接入。 (3)甩负荷工况或汽轮机打闸停机后，主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关 闭，将汽缸隔离为真空状态为界限，分不同集管接入低压扩容器。如各段抽汽逆止门前、后 疏水，虽属同一压力等级，但应将前、后疏水严格区分，分不同集管接入。这样的接法还可 以避免甩负荷时，加热器(除氧器)蒸汽倒流对转子飞升造成的负面影响。某 135MW 机组将 1 段抽汽逆止门前疏水与主蒸汽管道疏水同时接在一根Ｄ133 疏水集管进入高压疏水扩容 器，结果在启动时，主汽管暖管期间，高压外缸出现较大的上、下缸温差。 (4)回热抽汽管道疏水分开高、中压缸，分接不同疏水集管。 (5)汽缸高温、高压管道的疏水(如高压导汽管疏水)进入低压扩容器疏水集管前增设集汽 管块。 (6)门杆漏汽和高压轴封漏汽不宜接在逆止门前(与汽缸相通)，高、中压调门门杆漏汽和 高压缸轴封腔室漏汽宜接至抽汽逆止门后，可以增加一路至低压膨胀箱作为加热器未投入时 切换使用。 (7)一些汽缸本体疏水可以用相应回热抽汽电动门前的疏水代替。如某哈汽型 300MW 引 进型机组，将中压外缸中部和排气区疏水割除，用 3、4 段抽汽电动门前疏水代替；某 125MW
（一） 相应负荷下疏水启闭的控制 目前大型中间再热机组疏水系统典型的控制方式是:停机过程在 30%、20%和 10%负荷 下分别由ＤＥＨ(ＤＣＳ)程序控制开启低、中和高压缸疏水及相应管道疏水，升负荷时按相 反次序关闭。哈汽和上汽引进型 300MW 高、中压缸合缸机组以再热主汽阀为界，分为上、 下游两部分，包括了系统管道和汽缸本体疏水。控制方式为:启动向轴封供汽前，全部疏水 开启；升负荷至 10%、20%分别由ＤＥＨ(ＤＣＳ)程序控制关闭上、下游各疏水；减负荷停 机时顺序相反，停机后疏水阀一直开启直至完全冷却为止。实践表明，停机过程汽缸疏水及