肖慧杰，張雪松

(內(nèi)蒙古電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010020)

1 機(jī)組概況

內(nèi)蒙古京能盛樂(lè)2×350 MW冷熱電聯(lián)供機(jī)組工程2015年開建，規(guī)模為2×350 MW超臨界機(jī)組．位于雅達(dá)牧盛樂(lè)現(xiàn)代服務(wù)業(yè)集聚區(qū)。汽輪機(jī)為一次中間再熱、采暖調(diào)整抽汽、間接空冷凝汽抽汽式，超臨界、直流煤粉鍋爐與之匹配。采用側(cè)煤倉(cāng)布置，同步建設(shè)石灰石－石膏濕法煙氣脫硫、SCR煙氣脫硝設(shè)施，首次采用大型燃煤機(jī)組冷、熱、電聯(lián)供和三塔合一、兩機(jī)一塔等新技術(shù)，是呼和浩特市盛樂(lè)現(xiàn)代服務(wù)業(yè)聚集區(qū)發(fā)展云計(jì)算產(chǎn)業(yè)的重點(diǎn)配套項(xiàng)目。

2 水擊分析

京能盛樂(lè)工程2號(hào)機(jī)組調(diào)試中冷再熱蒸汽管道爆發(fā)震動(dòng)事故，造成部分支吊架損壞、失效和孔洞處保溫變形、破裂。事故發(fā)生在1號(hào)機(jī)組順利通過(guò)168 h試運(yùn)行后、2號(hào)機(jī)組首次空負(fù)荷冷態(tài)整套啟動(dòng)階段，主要是由于調(diào)試不當(dāng)造成管內(nèi)水擊。

水擊表象為管道強(qiáng)烈震動(dòng)、尖銳噪音，屬偶發(fā)事故。蒸汽管道水擊波的沖擊力可能達(dá)到額定工作壓力的幾十倍甚至幾百倍。當(dāng)管道水擊產(chǎn)生的震動(dòng)與管道結(jié)構(gòu)系統(tǒng)的固有頻率相同或接近時(shí)會(huì)形成共振，此時(shí)管道水擊破壞力最大，可能嚴(yán)重破壞管道及其附件。

水擊發(fā)生在無(wú)可視措施的密閉管道內(nèi)，無(wú)法直觀。以本工程冷再熱蒸汽管道震動(dòng)事故為例，依據(jù)水擊震動(dòng)表象再現(xiàn)管內(nèi)水擊形成、爆發(fā)時(shí)的狀況。

2.1 事故回放

汽輪機(jī)整套啟動(dòng)分為汽輪機(jī)空負(fù)荷整套試運(yùn)、帶負(fù)荷整套試運(yùn)及滿負(fù)荷整套試運(yùn)三個(gè)階段。2號(hào)機(jī)組首次冷態(tài)空負(fù)荷整套啟動(dòng)，8點(diǎn)30分鍋爐點(diǎn)火，調(diào)試操作記錄見表1。

表1 鍋爐點(diǎn)火調(diào)試操作記錄

2.2 主汽、再熱和旁路流程

汽輪機(jī)設(shè)有高、低壓二級(jí)串聯(lián)旁路。冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)主汽通過(guò)高旁閥，經(jīng)冷再進(jìn)入鍋爐低溫再熱器，高溫再熱器出口蒸汽通過(guò)低旁閥入凝汽器，見圖1。旁路容量為鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(B－MCR)的40%。主汽、再熱和旁路的設(shè)計(jì)參數(shù)見表2。

表2 主汽、再熱和旁路設(shè)計(jì)參數(shù)

2.3 管道布置和損傷

冷再熱蒸汽管道布置、疏水點(diǎn)、安全閥、支吊架、水擊爆發(fā)點(diǎn)(A、B、C、D、E、F1、F2、G1、G2)、坡度方向等見圖 2 。

圖1 主汽、再熱和旁路流程

冷再熱蒸汽管道支吊架共28套，其中剛性有11號(hào)剛吊、17號(hào)剛吊，限位有16號(hào)軸向，阻尼器有901、902號(hào)阻尼器，其余支吊架為彈性。

2.3.1 汽機(jī)房區(qū)域

高壓缸接口至B點(diǎn)管段：支吊架損傷小，B點(diǎn)附近管道穿汽機(jī)房墻孔處保溫受壓變形。

2.3.2 爐前低封區(qū)域

BC、CD、DE管段：BC管段7號(hào)恒吊管部變形，翼板上翹、螺栓崩脫，見圖3(a)；CD管段8號(hào)恒吊恒力簧根部螺栓崩脫，見圖3(b)；9號(hào)恒吊根部型鋼向汽流方向扭曲變形，見圖3(c)；DE管段11號(hào)剛吊根部型鋼多方向嚴(yán)重扭曲變形，見圖3(d)；12.6 m運(yùn)轉(zhuǎn)層(7號(hào)恒吊標(biāo)高15.0 m)管道開孔處保溫?fù)p壞。

2.3.3 鍋爐房區(qū)域

EG1、EG2管段：12號(hào)、13號(hào)、14號(hào)、15號(hào)4組彈吊拉桿塑性變形粗細(xì)不均、松懈失效；901、902號(hào)阻尼器位移至最大值行程處；16號(hào)軸向限位裝置拉撐桿斷裂，見圖3(e)；從G1、G2點(diǎn)至低溫再熱器接口管段支吊架無(wú)明顯損傷。

綜上，管道支吊架和設(shè)備接口約束管道震動(dòng)，特別是受損恒吊、剛吊、軸向限位和承受安全閥偶然荷載的阻尼器在管道震動(dòng)事故中起到約束震幅、減震的主要作用，降低了管材發(fā)生塑性變形、撕裂的風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 吊架與限位

2.4 水擊成因分析

冷再熱蒸汽管道形成水擊的原因是多方面的，如調(diào)試措施不當(dāng)；疏水管路數(shù)量偏少、規(guī)格偏小、流通不暢，未開疏水閥；暖管不充分；高、低旁閥管路開度不當(dāng)；高旁減溫水管路泄漏等。

調(diào)試記錄顯示10:03冷再熱蒸汽管道無(wú)壓力、管內(nèi)介質(zhì)為凝結(jié)水、管道預(yù)暖不充分的情況下，高旁閥開度從15%到25%，形成大流量遒勁蒸汽攜凝結(jié)水在冷再熱蒸汽管道內(nèi)快速流動(dòng)，冷凝水慣性大，在彎頭、三通、管道收縮部位流動(dòng)受阻形成水擊。

根據(jù)水擊破壞力強(qiáng)弱，可分為水擊初段、中段、末段，中段破壞最嚴(yán)重。以水擊力為單位，AB為初段，A點(diǎn)約為0.5個(gè)水擊力、B點(diǎn)約為1個(gè)水擊力；CD、DE為中段，C、D、E點(diǎn)約為2～3個(gè)水擊力；EG1、EG2為末段，G1、G2點(diǎn)約為1～2個(gè)水擊力。

2.4.1 初段形成區(qū)

蒸汽從高旁閥至未充分預(yù)暖的冷再熱蒸汽管道中沿程凝結(jié)。高旁閥開度從15%到25%，大量高速蒸汽攜帶管內(nèi)凝結(jié)水流動(dòng)，凝結(jié)水依次流經(jīng)彎頭及三通A點(diǎn)、彎頭B點(diǎn)發(fā)生水擊。隨著凝結(jié)水水量增加、流速提高，水擊力也加大，即A點(diǎn)小于B點(diǎn)水擊力。水擊引發(fā)管道軸線方向震動(dòng)，如水擊爆發(fā)點(diǎn)B使管線向+Y向偏離，在外界牽制力作用下隨后引發(fā)±Y雙向震動(dòng)。另高旁減溫水管路泄漏加劇管內(nèi)積水，是水擊形成誘因之一。冷再熱蒸汽管道設(shè)計(jì)K 、M兩條疏水管道，見圖2。冷態(tài)空負(fù)荷整套啟動(dòng)階段止回閥關(guān)閉，冷再熱蒸汽管道上唯一疏水管路K事故狀態(tài)下勢(shì)必超負(fù)荷。

2.4.2 中段爆發(fā)區(qū)

B點(diǎn)水擊后，汽攜水行至彎頭C點(diǎn)再次爆發(fā)水擊，導(dǎo)致管線向介質(zhì)流向+Z偏離，繼而±Z震動(dòng)。隨著凝結(jié)水流量、流速持續(xù)增大，蒸汽在沿程損耗中仍有足夠的攜帶能力持續(xù)在D點(diǎn)、E點(diǎn)依次爆發(fā)水擊，引發(fā)沿管線軸向的強(qiáng)烈震蕩，導(dǎo)致7號(hào)恒吊、8號(hào)恒吊、9號(hào)恒吊、11號(hào)剛吊、12～15號(hào)彈吊損壞，承受安全閥起跳偶然荷載的901、902號(hào)阻尼器至最大行程值。

2.4.3 末段削弱區(qū)

末段汽攜水能力削弱，水擊力減小。因EG1=10.8 m，EG2=13.4 m，可見EG1、EG2在同一直線上且管段長(zhǎng)度相差不大，G1、G2點(diǎn)水擊爆發(fā)時(shí)間間隔小、水擊力大小約等而方向相反，故 G1、G2點(diǎn)先后引發(fā)管線±X向震動(dòng)隨即互相制約，表現(xiàn)在16號(hào)軸向限位裝置拉撐桿斷裂。過(guò)渡段收縮點(diǎn)F1、F2，因等距(EF1= EF2)、水擊力約等而方向相反，作用力抵消可忽略。

2.5 現(xiàn)場(chǎng)解決方案

水擊后冷再熱蒸汽管道管材金屬檢測(cè)合格，不需拆除替換；對(duì)配套管道支撐6～15號(hào)共10套吊架、16軸向限位裝置重新整套訂貨，貨到后進(jìn)行拆除替換；對(duì)未整套訂貨支吊架的恒力簧進(jìn)行測(cè)試校驗(yàn)，更換失效恒力簧；修復(fù)變形、損壞部位的管道保溫。

3 避免水擊的幾點(diǎn)探索

水擊事故破壞管道及其附件，延誤工期經(jīng)濟(jì)受損，甚至造成人員傷亡。冷再熱蒸汽管道屬一級(jí)壓力管道，事故糾責(zé)調(diào)試、設(shè)計(jì)兩方非此即彼。

3.1 調(diào)試

相同兩臺(tái)機(jī)組兩個(gè)不同的調(diào)試單位，1號(hào)機(jī)組順利通過(guò)168 h試運(yùn)行，但是2號(hào)機(jī)組冷再熱蒸汽管道發(fā)生水擊事故。

3.1.1 調(diào)試記錄分析

從表1 鍋爐點(diǎn)火調(diào)試操作記錄分析：

(1)低旁閥開度大是冷再無(wú)壓力的主因。

(2)冷再無(wú)壓力8:30～10:01時(shí)段高旁69.4～91.5℃為凝結(jié)水溫，顯然冷再熱蒸汽管道未充分預(yù)暖。

不當(dāng)操作一：10:01高旁閥從10%開大至15%，高旁89.9～91.5℃為不飽和水溫；

不當(dāng)操作二：10:03即2分鐘后高旁閥從15%開大至25%，高旁126℃為蒸汽溫度。

10:01～10 :03時(shí)段高旁閥從10%開大至25%，大流量蒸汽攜帶管內(nèi)凝結(jié)水在流動(dòng)受阻處形成水擊。

(3)高旁閥減溫水管路操作不當(dāng)。高旁減溫水管路隔斷閥提前開啟，調(diào)節(jié)閥關(guān)閉不嚴(yán)減溫水泄漏，是冷再無(wú)壓力、溫度低的原因之一。

3.1.2 調(diào)試建議

針對(duì)本機(jī)組冷態(tài)空負(fù)荷整套啟動(dòng)的調(diào)試操作，提出如下建議：

(1)高低旁閥：緩慢開啟高旁閥，對(duì)高旁后管道充分預(yù)暖，低旁閥微開。

(2)高旁操作：暖管結(jié)束后，視鍋爐燃燒情況逐漸開大高旁閥；當(dāng)高旁后溫度升高至300℃(在飽和蒸汽溫度值和設(shè)計(jì)溫度值范圍內(nèi)可變，269.7℃＜T＜347℃)后，投入高旁減溫水；減溫水管路投運(yùn)前隔斷閥不得開啟。

(3)低旁操作：投入低旁減溫水保持低旁管路小于160℃(管道設(shè)計(jì)溫度)；投入高、低壓旁路壓力、溫度自動(dòng)。

3.2 設(shè)計(jì)

冷再熱蒸汽管道設(shè)計(jì)的技術(shù)難點(diǎn)、要點(diǎn)是管道一二次應(yīng)力合格、管系剛度適宜、設(shè)置疏水管路防汽輪機(jī)進(jìn)水?；鹆Πl(fā)電廠四大汽水管道相互比較，冷再熱蒸汽管道顯著特征是介質(zhì)參數(shù)低、流量大、流速高，最易產(chǎn)生汽攜水流動(dòng)而引發(fā)管內(nèi)水擊、汽輪機(jī)進(jìn)水等事故，故其疏水管道設(shè)計(jì)優(yōu)劣與機(jī)組安全性緊密相連。京能盛樂(lè)2號(hào)機(jī)組冷再熱蒸汽管道水擊事故與其疏水管路數(shù)量少、排水通暢程度不高有關(guān)。

3.2.1 規(guī)程條文

冷再熱蒸汽管道疏水設(shè)計(jì)主要規(guī)程條文如下：

(1)《火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》DL/T 5054－1996條文：“水平管道上每隔100～150 m處”設(shè)啟動(dòng)疏水、“蒸汽管道坡度方向，宜與汽流方向一致”、“對(duì)于啟動(dòng)過(guò)程中可能出現(xiàn)負(fù)壓的蒸汽管道，其疏水必須接至本體疏水?dāng)U容器或凝汽器”。DL/T 5054－1996于2016年廢止。

(2)《電廠動(dòng)力管道設(shè)計(jì)規(guī)范》GB 50764－2012條文：“管道展開長(zhǎng)度超過(guò)100 m設(shè)置疏水點(diǎn)”、“疏水坡度方向必須順汽流方向”、“每個(gè)疏水點(diǎn)應(yīng)單獨(dú)接至疏水?dāng)U容器或凝汽器”。

(3)《火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計(jì)規(guī)范》DL/T 5054－2016條文：“管道展開長(zhǎng)度超過(guò)100 m設(shè)置疏水點(diǎn)”、“疏水坡度方向應(yīng)順汽流方向”、“每個(gè)疏水點(diǎn)應(yīng)單獨(dú)接至疏水?dāng)U容器或凝汽器”。DL/T 5054－2016于2016年發(fā)布實(shí)施。

對(duì)比規(guī)程DL/T 5054－1996和規(guī)程GB 50764－2012，冷再熱蒸汽管道疏水管路數(shù)量增多，疏水管路引接更明確、嚴(yán)格。規(guī)程DL/T 5054－2016與規(guī)程GB 50764－2012關(guān)于冷再熱蒸汽管道疏水管道的設(shè)計(jì)要求一致。

3.2.2 疏水管道設(shè)計(jì)

(1)冷再熱蒸汽管道疏水坡度方向和疏水管路數(shù)量。冷再熱蒸汽管道管內(nèi)介質(zhì)是從低位汽輪機(jī)高壓缸流向高位鍋爐再熱器。從圖2 冷再熱蒸汽管道示圖中可見管道坡度方向：汽機(jī)房?jī)?nèi)高壓缸出口坡向B點(diǎn)的管段為順汽流，其余管段均從高位坡向低位為逆汽流，符合《火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》DL/T 5054－1996對(duì)疏水坡度方向“宜與汽流方向一致”的要求，這樣設(shè)計(jì)的優(yōu)點(diǎn)是疏水點(diǎn)少、疏水管路設(shè)計(jì)量少，管系中僅須設(shè)計(jì)K、M兩條疏水管路。

若執(zhí)行《電廠動(dòng)力管道設(shè)計(jì)規(guī)范》GB 50764－2012中條文 “必須順汽流方向”、“管道展開長(zhǎng)度超過(guò)100 m設(shè)置疏水點(diǎn)”的要求，還須在CD管段D點(diǎn)側(cè)、鍋爐入口G1H1管段H1點(diǎn)側(cè)、G2H2管段H2點(diǎn)側(cè)各增設(shè)一條疏水管路，聯(lián)合原有K、M兩條疏水管路，管系共須設(shè)計(jì)5條疏水管路并單獨(dú)接至疏水?dāng)U容器或凝汽器，疏水管道設(shè)計(jì)工作量、耗材量驟增。

京能盛樂(lè)工程施工圖設(shè)計(jì)在2013～2014年間，冷再熱蒸汽管道的疏水管道設(shè)計(jì)按《火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》DL/T 5054－1996執(zhí)行，若執(zhí)行《電廠動(dòng)力管道設(shè)計(jì)規(guī)范》GB 50764－2012的條文要求設(shè)置5條疏水管路，管內(nèi)疏水能更及時(shí)、迅速、通暢排出，可強(qiáng)有效縮短冷再熱蒸汽管道暖管時(shí)間、降低水擊事故發(fā)生的概率和破壞強(qiáng)度。

(2)疏水管路的引接。汽輪機(jī)冷態(tài)空負(fù)荷整套啟動(dòng)，冷再熱蒸汽管道止回閥關(guān)閉，從圖1主汽、再熱和旁路流程圖中，高旁閥接口至低溫再熱器接口的冷再熱蒸汽管道僅有一路疏水管路K引接至有壓放水管道，與單獨(dú)接至疏水?dāng)U容器或凝汽器相較，疏水的流暢性變差。K點(diǎn)疏水管路的水平段U型布置也是引發(fā)疏水流暢性不佳的因素。疏水管路引接點(diǎn)不當(dāng)和疏水管路布置簡(jiǎn)潔流暢度不足，均不利于削弱冷再熱蒸汽管道水擊破壞力。

2016年《火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計(jì)規(guī)范》DL/T 5054－2016頒布實(shí)施，同步廢止DL/T 5054－1996，至此兩本規(guī)范對(duì)冷再熱蒸汽管道疏水管道設(shè)計(jì)要求統(tǒng)一為：疏水坡度方向全部順汽流且每個(gè)疏水點(diǎn)應(yīng)單獨(dú)接至疏水?dāng)U容器或凝汽器。貫徹執(zhí)行中存在疏水管路設(shè)計(jì)量重、疏水耗材量增的困難，目前仍有避重就輕執(zhí)行DL/T 5054－1996的現(xiàn)象存在，吸取事故教訓(xùn)應(yīng)堅(jiān)決杜絕這種慣性設(shè)計(jì)。

3.2.3 高、低旁減溫水管路

高、低旁減溫水管路一般設(shè)置有調(diào)節(jié)閥、隔斷閥。建議在調(diào)節(jié)閥前、后均設(shè)置隔離閥，降低減溫水管路泄漏概率。

3.2.4 熱控措施

冷再熱蒸汽管道設(shè)帶水位測(cè)點(diǎn)的疏水收集器。熱控應(yīng)設(shè)液位開關(guān)、液位高開疏水門、液位低關(guān)疏水門等，并應(yīng)在主控室設(shè)指示信號(hào)。

4 結(jié)語(yǔ)

冷再熱蒸汽管道水擊事故輕則經(jīng)濟(jì)損失、重則人員傷亡。避免冷再熱蒸汽管道水擊事故，調(diào)試方試運(yùn)前須對(duì)系統(tǒng)、布置熟稔于心，并匹配、調(diào)整、細(xì)化調(diào)試綱領(lǐng)；調(diào)試過(guò)程中監(jiān)測(cè)管道介質(zhì)參數(shù)，根據(jù)介質(zhì)運(yùn)行參數(shù)分析結(jié)論確定操作措施、調(diào)試進(jìn)度，切忌隨意、簡(jiǎn)單粗暴的調(diào)試行為；設(shè)計(jì)嚴(yán)格執(zhí)行“疏水坡度方向應(yīng)順汽流方向”、“每個(gè)疏水點(diǎn)應(yīng)單獨(dú)接至疏水?dāng)U容器或凝汽器”等規(guī)范，切忌慣性設(shè)計(jì)、對(duì)規(guī)程規(guī)范條文避重就輕的設(shè)計(jì)行為。嚴(yán)謹(jǐn)?shù)恼{(diào)試、設(shè)計(jì)行為相輔相成，能避免事故的發(fā)生或減輕事故破壞程度，反之互埋隱患，加大事故發(fā)生概率。