1-浙江国华宁海电厂2×1000MW机组

浙江国华宁海电厂2×1000MW机组
主汽、再热系统的疏水系统优化
唐茂平
(西南电力设计院)
摘要：宁海电厂二期工程锅炉为引进Alstom-Power公司Boiler Gmbh技术生产的塔式炉，配置了100%BMCR容量的高压旁路，高压旁路布置在锅炉房内，主蒸汽及再热冷段蒸汽管道要通过其疏水及暖管排汽管道进行暖管，对主蒸汽及再热冷段蒸汽管道的疏水及暖管排汽管道管径进行了计算，以此为依据对主蒸汽、再热热段、再热冷段管道疏水系统进行了优化。

关键词：100%高压旁路疏水管径计算疏水系统优化
1 概述
宁海电厂一期工程装机4×600MW亚临界燃煤机组，最终规划容量为4×600MW+4×1000MW 燃煤机组。

目前一期工程4×600MW亚临界燃煤机组已全部按期投产。

本期工程在一期工程扩建端扩建2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设脱硫和脱硝装置，5号机计划于2008年底投产，6号机计划于2009年初投产。

本工程汽轮机采用上海汽轮机有限公司产品，引进的是西门子技术体系。

主要技术规范为：TC4F型，高中压联合启动、超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、四缸四排汽。

锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的1000MW锅炉，引进的是Alstom-Power公司Boiler Gmbh的技术，型号为SG3091/27.56-M54X，型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。

锅炉最低直流负荷为30%BMCR，本体系统配30%BMCR容量的启动循环泵及启动疏水系统。

本工程机组配高旁容量为100%BMCR、低旁容量为65%BMCR的两级串连旁路系统，高旁布置在锅炉房内。

该旁路系统具有启动、保护再热器、跟踪主汽压力、跳机时快开等功能，且具有安全阀和FCB功能。

因此，主蒸汽、再热蒸汽管道疏水的作用可仅考虑管道的疏水和暖管，并能有效地防止汽轮机进水。

在机组启动过程中，主汽、再热蒸汽管道产生的凝结水量非常小，疏水管道管径过大，大量疏出来的高温蒸汽将对疏水扩容器和凝汽器造成较大的热冲击，特别是本工程设置100%高旁，当投入100%高旁时，疏出的全是高温高压蒸汽，对扩容器的热冲击更大，因此，选择合理、经济的疏水系统可增加机组整体运行的安全性和可靠性。

2 本工程主蒸汽、再热蒸汽系统疏水系统简介及优化情况说明
2.1 主蒸汽及高旁管道
在汽机主汽门前低位点设置一路疏水，在主汽门接口前立管上设置一路启动排汽管，因主汽阀前低位点后至主汽阀接口还有一段近6米的立管，该段管道壁厚达91mm，且是蒸汽死端，增加该段立管的排汽管道，在机组启动时开启该阀，可以对这段主汽立管起到暖管作用，且对主汽门起到较好的暖阀作用。

而且在投100%高旁时仅低位点处疏水阀开，减少了大量高温高压蒸汽进入扩容器的危险。

高旁入口管道很短且无低位点，不设疏水点；出口立管直接接至冷段，疏水汇总至再热冷段蒸汽总管。

2.2 再热热段蒸汽及低压旁路管道
每路管道在中联门前低位点设置疏水点；低旁阀入口每路各设一疏水点，低旁阀阀体每路各设一疏水点。

2.3 再热冷段蒸汽管道
按汽机防进水要求，在高排止回阀前每路各设置一疏水点，根据管路布置情况，将止回阀后支管上的疏水改到止回阀后总管上设置一疏水点，接受从止回阀后至锅炉冷再接口的管路疏水，减少了一路疏水，节约了一个疏水阀。

2.4 管路疏水与本体疏水接入不同扩容器
以往工程通常将管路及汽机本体疏水接入同一个疏水扩容器，易造成机组启停时，大量的高温主蒸汽、再热蒸汽排入汽机本体疏水扩容器，引起疏水扩容器压力升高，尤其是停机时本体疏水扩容器内的蒸汽沿着汽机本体疏水管返回汽缸，继续膨胀做功，使汽机无法降至零转速，针对这种情况，本工程将主蒸汽、再热系统的疏水接至40m3扩容器，汽机本体的疏水另外接至其中一个20m3的扩容器，可回避这个问题，疏水系统更为安全可靠。

2.5 控制优化
在一次再热式汽轮发电机组的启动过程中，通常情况下，机组负荷升至10%的额定负荷时关闭中压调门之前的汽机本体疏水阀，升至20%的额定负荷时关闭中压调门之后的汽机本体疏水阀。

反之，在停机过程中，机组负荷降至20%的额定负荷时开启中压调门之后的汽机本体疏水阀，降至10%的额定负荷时开启中压调门之前的汽机本体疏水阀。

可见，汽机本体疏水阀的启闭控制信号是机组的负荷。

这样，机组在启停过程中，汽机本体内的疏水可以及时地排出，由此防止在汽机内发生汽水冲击事故。

另外，当汽机跳闸时，汽机本体疏水阀会自动开启，能尽快地将导汽管及汽缸内积存的蒸汽排至凝汽器，以防止机组超速。

另外，为了防止再热冷段蒸汽管道的疏水返回汽机，再热冷段蒸汽管道设有疏水罐并由其水位控制疏水阀的启闭。

两大蒸汽管道（主蒸汽及再热热段蒸汽，以下同）疏水阀的启闭由机组负荷来控制时，虽然控制方式简单，但存在如下问题：
（1）从汽机冲转到机组负荷升至10%的额定负荷期间，主蒸汽管道疏水阀开启所排放的蒸汽是高温高压蒸汽，既增加热量损失，又增加高压疏水扩容器负担。

原因是机组启动时汽机允许冲转的条件是主蒸汽的过热度不能小于50℃，在此期间主蒸汽管道内已无水可疏；
（2）在停机过程中，机组低于10%的额定负荷时开启两大蒸汽管道疏水阀，锅炉与两大
蒸汽管道内储存的大量高温蒸汽排入高压疏水扩容器，不仅增加机组的热量损失和高压疏水扩容器的负担，而且降低高压疏水扩容器的寿命，并可能危及机组的安全。

当机组突然解列时，蒸汽参数很高（接近机组正常运行时的参数），问题将更为突出。

鉴于主蒸汽管道疏水阀的启闭由机组负荷来控制时，从汽机冲转到机组负荷升至10%的额定负荷期间，主蒸汽管道疏水阀开启所排放的蒸汽是高温蒸汽，已失去疏水功能，显然主蒸汽管道疏水阀的启闭由机组负荷来控制不尽合理。

用汽机侧主蒸汽管道内的蒸汽温度与直流锅炉汽水分离器出口蒸汽温度之差来控制，即在机组启动过程中，当两处的蒸汽温度之差大于50～60℃时，主蒸汽管道疏水阀自动开启。

此时，若蒸汽参数不能满足汽机冲转要求（如：机组极热态启动），应加大汽机旁路流量，提高主蒸汽参数，使之满足机组启动要求；在机组正常停机过程中，当两处的蒸汽温度之差大于60～50℃时，自动开启主蒸汽管道疏水阀；汽机跳闸时，除急需检修主蒸汽管道零部件开启疏水阀之外，其他情况没有必要开启疏水阀，以储存管内蒸汽及其热量，减缓管道的冷却速度，缩短机组再启动时主蒸汽管道的暖管时间及机组启动时间。

根据司令图评审结果，用机组负荷控制疏水阀作为备用手段。

主蒸汽管道金属储存的热量较多，自然散热冷却需要的时间相当长，当再考虑保温材料储存的热量时冷却时间会更长。

除主蒸汽管道发生意外进水事故外，机组停运之后要经过相当长的一段时间，主蒸汽管道中才能出现积水（主蒸汽凝结水），这也说明主蒸汽管道疏水阀的启闭没有必要用机组负荷来控制。

同样，再热热段蒸汽管道管径大、管壁较厚，金属储存的热量也较多。

汽机跳闸后在再热热段蒸汽管道中储存的过热度大、压力低的高温再热蒸汽在相当长的时间里不会凝结成水。

再热热段蒸汽管道疏水阀用汽机侧再热热段蒸汽管道内的蒸汽温度与再热冷段蒸汽管道内蒸汽压力对应的饱和温度之差来控制，如果不考虑由蒸汽压力计算饱和温度，也可以用再热热段蒸汽的温度与再热冷段蒸汽的温度之差来控制，即在机组启动过程中，当再热冷段、热段蒸汽温度之差大于50～60℃，再热热段蒸汽管道疏水阀自动关闭；机组停运后，当再热冷段、热段蒸汽管道温度之差小于60～50℃时，再热热段蒸汽管道疏水阀自动开启。

根据司令图评审结果，用机组负荷控制疏水阀作为备用手段。

对于再热冷段蒸汽管道仍然由疏水罐的水位控制疏水阀的启闭，同时汽机负荷小于规定值时该阀应自动开启。

其实，汽机进水事故主要由再热器事故喷水倒流和用再热冷段蒸汽管道加热的高压加热器管子发生爆破后高压给水倒流引起的。

由炉侧再热冷段蒸汽管道事故喷水减温器上游的蒸汽温度信号和高压加热器汽侧的水位信号超前控制高压缸排汽逆止阀下游的疏水阀，以降低汽机进水的可能性。

另外也应加强措施，防止再热器事故喷水过量和高压加热器给水倒流事故发生。

如：选用可控性好的事故喷水调节阀，以防止再热器事故喷水过量；当高压加热器汽侧水位达到高III时，高压加热器切除运行，以防止给水沿抽汽管道倒流进再热冷段蒸汽管道。

总之，不用机组负荷来控制两大蒸汽管道疏水阀的启闭，可以大大缩短两大蒸汽管道疏水进入高压疏水扩容器的时间，尤其是大大缩短两大蒸汽管道内的高温蒸汽进入高压疏水扩容器的时间，甚至可以避免高温蒸汽进入高压疏水扩容器，减轻高压疏水扩容器的负担，降低热冲击的影响，从而降低焊缝开裂、扩容器鼓包、裂纹等故障发生的可能性，延长高压疏水扩容器
的使用寿命。

同时，除可利用管内储存蒸汽之热量减缓管道的冷却速度以减少机组再次启动的暖管时间之外，还可避免高压疏水扩容器的低温蒸汽返回汽缸对汽机所产生的伤害。

3 计算情况
3.1 锅炉、汽机启动曲线
根据上海汽轮机厂2007年6月28日提供的启动曲线，西门子汽机各工况从冲转到带满负荷运行所需时间见下表。

对冷态（停机150h）工况，从汽机冲转进汽到开始升负荷约需128min。

各种工况中，以冷态启动工况暖管时间最长，控制要求最严格。

根据上海锅炉厂2006年11月16日提供的启动曲线，冷态工况（停机150h）锅炉从点火到干态约需83min，锅炉到干态且稳定20min 左右之后汽机才允许进汽，从锅炉开始产汽到干态且稳定这段时间为103min。

3.2 计算情况
3.2.1、主蒸汽管道疏水及暖管排汽有关计算
3.2.1.1主要计算方法
机组冷态启动需要的暖管时间最长，控制要求最严格，按机组冷态启动工况估算本工程疏水、暖管系统设置容量能否满足机组启动要求。

第1种算法：
由于本工程每根主蒸汽管设置了一路疏水、一路暖管排汽管道，经分析可将暖管过程粗略的划分为疏水＋排汽（饱和汽）及疏汽（过热汽）两个阶段：
1）疏水＋排汽（饱和汽）阶段，即将管道加热到暖管参数压力下的饱和温度。

此阶段暖管蒸汽与管道及保温材料换热，蒸汽凝结成饱和水，经疏水管道排入凝汽器疏水扩容器；暖管排汽管道可以开启向疏水扩容器排放饱和蒸汽。

一方面，采用《火力发电厂汽水管道设计技术规定》第6.4节的计算方法，计算疏水管道的两相流体的通流能力；另一方面，采用《火力发电厂汽水管道设计技术规定》第6.3节的计算方法，计算暖管排汽管道的临界流速和临界流量，以计算蒸汽加热管道的能力。

再根据疏水管通流流量的汽凝结成水所放出热量，加上由过热汽冷却为饱和汽（经暖管排汽管道排出）所放出的热量，与管道及保温材料吸热量相比，计算出将管道壁温加热到饱和温度所需的最长时间。

2）疏汽（过热汽）阶段，即在疏水阶段以后，将管道壁温进一步提高至满足暖管要求的管道壁温的过程。

此阶段蒸汽与管道换热后降低温度，但不再凝结成疏水，通过疏水管道和暖管排汽管道向疏水扩容器排入过热蒸汽；采用《火力发电厂汽水管道设计技术规定》第6.3节的计算方法，计算上述疏水和暖管排汽管道的临界流速和临界流量，以计算蒸汽加热管道的能力。

第2种算法：
按照西北电力设计院编《热机计算手册》中的在锅炉升温升压过程中暖管疏水量计算方法
计算疏水流量，与第一种算法中的疏水管通流能力相比较，证明疏水管口径有足够的通流能力满足暖管要求。

这种算法中设定了高温高压蒸汽管道的暖管温升速度不超过5℃/min，保温材料温升速度按管道温升速度的一半考虑。

3.2.1.2 主要计算结果
第一种算法结果：
将管壁温度从20℃提升至340℃（从其他工程了解到，暖管结束机组可进汽时，管壁温度可比蒸汽温度低50～80℃，本计算取380－340＝40℃，计算偏保守）。

尽管锅炉启动时存在升温升压过程，但加热过程中疏水放热远比过热蒸汽降温放热所占比重更大，只要汽温和壁温存在足够的换热温差，实际暖管能力不会有多大降低，可以认为疏水暖管系统能够在103分钟内将管道升温至要求的温度。

第二种算法结果：
/min）的条件下，暖管疏水所需流量为12.4t/h，仅只相当于第一种算法结果中疏水管排放能力的一半左右，因此认为该疏水暖管系统的容量能够满足机组启动暖管的要求，不会制约机组启动时间。

3.2.2、再热冷段蒸汽管道疏水有关计算
在高排止回阀前每路各设置一疏水点，止回阀后支管上的疏水改到止回阀后总管上设置一疏水点，高排止回阀前疏水管道管径按常规取用。

第1种算法：
主要计算将管道加热到暖管参数压力下的饱和温度。

暖管蒸汽与管道及保温材料换热，蒸汽凝结成饱和水，经疏水管道排入凝汽器疏水扩容器，采用《火力发电厂汽水管道设计技术规定》第6.4节的计算方法，计算疏水管道的两相流体的通流能力。

第2种算法：
按照西北电力设计院编《热机计算手册》中的在锅炉升温升压过程中暖管疏水量计算方法计算疏水流量，与第一种算法中的疏水管通流能力相比较，证明疏水管口径有足够的通流能力满足暖管要求。

这种算法中设定了高温高压蒸汽管道的暖管温升速度不超过5℃/min，保温材料温升速度按管道温升速度的一半考虑。

第一种算法结果：
分析：疏水暖管系统有能力在22分钟内将再热冷段蒸汽管道壁温加热到200℃，与加热蒸汽温差仅为20℃，疏水暖管系统的管径可满足要求。

第二种算法结果：
分析：在满足汽机进汽前的锅炉启动曲线要求，在控制暖管升温速度在 1.8℃/min（<5℃/min）的条件下，暖管疏水所需流量为 4.51t/h，仅只相当于第一种算法结果中疏水管排放能力的25%左右，因此认为该疏水暖管系统的容量能够满足机组启动暖管的要求，不会制约机组启动时间。

4 结论
综上所述，本工程主汽、再热系统疏水系统的优化如下：
（1）主汽疏水分低位疏水和启动排汽，缩短启动暖管时间，减少高旁投入时高温高压蒸汽排入疏水扩容器，减小扩容器扩容负荷。

（2）再热冷段止回阀后疏水由支管上的两路改到总管上设一路，节省了疏水阀数量。

（3）管路疏水与本体疏水接入不同的扩容器，减小单个扩容器的扩容负担，并可避免甩负荷时高温高压蒸汽通过本体疏水管路倒如汽机的危险。

采用温差控制疏水阀的开启，缩短两大蒸汽管道内的高温蒸汽进入高压疏水扩容器的时间，甚至可以避免高温蒸汽进入高压疏水扩容器，减轻高压疏水扩容器的负担，提高系统运行的经济性，而机组负荷控制疏水阀作为备用手段。