白逢

摘 要：神华鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心2号汽轮机（NZK100-9.32/535）在运行中高加疏水管道和高加疏水母管长期存在振动现象，2011年该机组二段抽汽温度在运行中由328.56 ℃下降至207.2 ℃，威胁机组的安全运行。该文针对上述异常现象进行分析并提出解决方案。

关键词：高压加热器 液位 抽汽 疏水 排挤 管道振动

中图分类号：TK223 文献标志码：A 文章编号：1674-098X（2014）06（a）-0203-02

煤制油热电生产中心1、2号机组分别于2007年9月和2008年1月建成投产。其主要任务是向煤制油化工区输送合格的除盐水、电能和蒸汽，供其生产需要。为了提高供汽和供电的可靠性，将机组设计为母管制。机组自投产以来，高加疏水管道和高加疏水母管一直存在振动现象，高加频繁泄漏，年平均高加投入率仅为85.95%。为了解决这一问题，我们将高加的气液两相流自动疏水器更换为调门；将高加疏水管道由Φ159变更为Φ219；调整高加抽空气手动门的开度。但高加疏水管道和高加疏水母管的振动现象依然存在。高加及疏水系统如图1所示。

1 提出问题

2011年4月11日18时29分，#2机二段抽汽温度开始降低，降幅达120 ℃左右。同时三、四段抽汽温度也随之下降，高压缸膨胀量减小，高低压缸相对胀差增加。各参数变化情况如表1。

考虑到机组的安全，决定先解除高加，查找高加内部是否有泄漏点，高加解列后各段抽汽温度开始回升。4月12日，高加查漏完毕，并未找到明显漏点，高加系统正常投运。12日15时30分左右，#2机二、三、四段抽汽温度同时下降，降幅分别为130 ℃、80 ℃和50 ℃；高压缸胀差由-0.4 mm上升至0.89 mm；高压缸膨胀量（左/右）由11.36 mm/11.59 mm减小至10.77 mm/11.17 mm；汽缸本体二段抽汽口附近有滴水现象。从各种现象和参数变化看，#2机已经发生了轻微的水击现象。但15分钟后，#2机各种参数都恢复正常。这就排除了高加泄漏导致该异常现象发生的可能性。

针对这一情况，技术人员通过分析并采取相应措施，使二段抽汽温度不再下降，确保了高加系统安全稳定的运行，为机组的安全经济运行创造了条件。

2 分析问题

从表1中机组各参数变化情况分析，导致这一异常情况发生的原因是高压缸内进入冷介质，致使各段抽汽温度下降，高压缸急剧收缩，相对胀差由负值变为正值；冷介质由高压缸经导汽管进入低压缸，所以低压缸也出现缸体收缩，相对胀差由负值变为正值的现象。由于机组运行中，主汽门前的主汽温度和主汽压力并未出现较大波动，所以排除了因主汽温度下降导致抽汽温度下降的可能性。

为了找出机组各抽汽温度下降，缸体收缩的真正原因，我们分别对参数测量值、三段抽汽反水、高加泄漏、高加液位等项进行了分析试验。

2.1 参数测量原件故障，测量值不准确

由于机组各参数几乎都是同时发生变化，且各参数变化都具有一定的相关性。所以排除了测量原件故障的可能。

2.2 三段抽汽反水，除氧器低温介质反串入汽缸

由于机组设计为母管制形式，因化工区用电量不稳定，且电网规定我厂不能向电网送电。为安全起见，规定两台机组运行时，#2机组带固定负荷，保证三段抽汽正常投运；#1机组作为调整机组，解列三段抽汽运行，以满足化工区用电量的需求。#2机三段抽汽先进入辅汽母管，再分别进入三台除氧器。辅汽母管的另一路汽源是将主蒸汽母管9.0MPa的蒸汽经辅汽减温减压器后供给。系统如图2。

从图2可以看出，如果除氧器或辅汽母管压力高于#2机三段抽汽压力，则母管中的低温介质可以反串至汽缸，为了验证这一分析，12日19时我们安排解列#2机三段抽汽，打开三段抽汽电动门前、后疏水，观察运行。在12日夜间，#2机二段抽汽温度出现了十多次的摆动，参数变化幅度与12日白天的情况基本相同。这就排除了三段抽汽反水，除氧器低温介质反串入汽缸的可能性。

2.3 高加泄漏，高加液位过低

排除了三段抽汽反水的可能后，那么问题可能出现在一、二段抽汽或高加本体上。高加泄漏的可能之前已经排除，所以我们把查找问题的重点放在一、二段抽汽上，13日上午，就地打开#2机二段抽汽电动门前、后疏水直排门，发现管道内有大量积水，排水15 min左右仍不见有减小的趋势。结合各种参数分析后认为，造成这一异常的主要原因是#2机一、二段抽汽发生了排挤现象。为了防止事故进一步扩大，也为了验证这一分析理论的正确性，安排解列#2机高加运行。在#2机一段抽汽电动门关至51%的时候，二段抽汽温度和二段抽汽管壁温度开始大幅回升，这说明：一段抽汽经抽汽电动门节流降压后，#1高加本体压力降低，其疏水压力也随之降低，它对二段抽汽的排挤作用消失，二段抽汽能顺利的进入#2高加，所以抽汽温度和抽汽管壁温度开始回升。该项工作证实了之前对这一异常的分析和判断是正确的。

那么，什么原因导致一、二段抽汽发生了排挤现象？为了找到问题所在，我们仔细翻阅了高加安装图和设备说明书，发现造成#2机一、二段抽汽出现排挤现象的主要原因是运行中#1高加液位保持的过低，高加疏水口暴露在#1高加的汽侧，导致部分未在#1高加内凝结的一段抽汽经疏水管道直接进入#2高加，由于一段抽汽压力（2.96 MPa）远高于二段抽汽压力（1.736 MPa），所以致使二段抽汽不能顺利进入#2高加，甚至未凝结的一段抽汽携带低温介质反串入汽缸，造成汽缸冷却收缩，相对胀差增加，三、四段抽汽温度下降等异常现象的发生。加热器液位及疏水位置如图3。

3 解决问题

4月16日20时安排将#1高加完全隔离，只投运#2高加。16日夜间二段抽汽温度没有出现波动现象。17日9时许开始投运#1高加，要求将高加就地液位控制在350～400 mm之间，DCS远方液位保持在1150～1200 mm之间，保证高加液位漫过疏水口。经过观察二段抽汽温度同样没有出现波动的现象。

受此次调整试验的启发，我们提高了#2高加的运行液位，同样要求将高加就地液位控制在350～400 mm之间，DCS远方液位保持在1150～1200 mm之间，保证高加液位漫过疏水口。观察发现高加疏水管道和高加疏水母管振动现象消失，管道内介质流动稳定。

经过近3年的运行观察，高加疏水管道和高加疏水母管再未出现振动现象。可喜的是自从调整了高加运行液位后，我厂高加的投入率大幅提升。2012年和2013年高加投入率如表2。

4 结语

煤制油热电生产中心#2机高加低液位运行，导致抽汽出现排挤现象，发生了汽轮机汽缸进水，出现了汽缸收缩，胀差增加，抽汽温度降低，高加疏水管道及高加疏水母管等异常情况。这对我们运行管理是一种警示。提醒我们一定要严格按照设计要求对设备运行参数进行控制。另外如果在机组投产初期，针对高加疏水管道和高加疏水母管振动问题进行仔细研究和分析，找出问题所在。那么我们就不用对高加疏水器及管径进行更换，更不会发生此次抽汽排挤的现象。这也提醒我们对任何异常情况，一定要有追根溯源的精神。只有这也才能避免恶性事件的发生，也能避免人力和财力的浪费。endprint

摘 要：神华鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心2号汽轮机（NZK100-9.32/535）在运行中高加疏水管道和高加疏水母管长期存在振动现象，2011年该机组二段抽汽温度在运行中由328.56 ℃下降至207.2 ℃，威胁机组的安全运行。该文针对上述异常现象进行分析并提出解决方案。

关键词：高压加热器 液位 抽汽 疏水 排挤 管道振动

中图分类号：TK223 文献标志码：A 文章编号：1674-098X（2014）06（a）-0203-02

煤制油热电生产中心1、2号机组分别于2007年9月和2008年1月建成投产。其主要任务是向煤制油化工区输送合格的除盐水、电能和蒸汽，供其生产需要。为了提高供汽和供电的可靠性，将机组设计为母管制。机组自投产以来，高加疏水管道和高加疏水母管一直存在振动现象，高加频繁泄漏，年平均高加投入率仅为85.95%。为了解决这一问题，我们将高加的气液两相流自动疏水器更换为调门；将高加疏水管道由Φ159变更为Φ219；调整高加抽空气手动门的开度。但高加疏水管道和高加疏水母管的振动现象依然存在。高加及疏水系统如图1所示。

1 提出问题

2011年4月11日18时29分，#2机二段抽汽温度开始降低，降幅达120 ℃左右。同时三、四段抽汽温度也随之下降，高压缸膨胀量减小，高低压缸相对胀差增加。各参数变化情况如表1。

考虑到机组的安全，决定先解除高加，查找高加内部是否有泄漏点，高加解列后各段抽汽温度开始回升。4月12日，高加查漏完毕，并未找到明显漏点，高加系统正常投运。12日15时30分左右，#2机二、三、四段抽汽温度同时下降，降幅分别为130 ℃、80 ℃和50 ℃；高压缸胀差由-0.4 mm上升至0.89 mm；高压缸膨胀量（左/右）由11.36 mm/11.59 mm减小至10.77 mm/11.17 mm；汽缸本体二段抽汽口附近有滴水现象。从各种现象和参数变化看，#2机已经发生了轻微的水击现象。但15分钟后，#2机各种参数都恢复正常。这就排除了高加泄漏导致该异常现象发生的可能性。

针对这一情况，技术人员通过分析并采取相应措施，使二段抽汽温度不再下降，确保了高加系统安全稳定的运行，为机组的安全经济运行创造了条件。

2 分析问题

从表1中机组各参数变化情况分析，导致这一异常情况发生的原因是高压缸内进入冷介质，致使各段抽汽温度下降，高压缸急剧收缩，相对胀差由负值变为正值；冷介质由高压缸经导汽管进入低压缸，所以低压缸也出现缸体收缩，相对胀差由负值变为正值的现象。由于机组运行中，主汽门前的主汽温度和主汽压力并未出现较大波动，所以排除了因主汽温度下降导致抽汽温度下降的可能性。

为了找出机组各抽汽温度下降，缸体收缩的真正原因，我们分别对参数测量值、三段抽汽反水、高加泄漏、高加液位等项进行了分析试验。

2.1 参数测量原件故障，测量值不准确

由于机组各参数几乎都是同时发生变化，且各参数变化都具有一定的相关性。所以排除了测量原件故障的可能。

2.2 三段抽汽反水，除氧器低温介质反串入汽缸

由于机组设计为母管制形式，因化工区用电量不稳定，且电网规定我厂不能向电网送电。为安全起见，规定两台机组运行时，#2机组带固定负荷，保证三段抽汽正常投运；#1机组作为调整机组，解列三段抽汽运行，以满足化工区用电量的需求。#2机三段抽汽先进入辅汽母管，再分别进入三台除氧器。辅汽母管的另一路汽源是将主蒸汽母管9.0MPa的蒸汽经辅汽减温减压器后供给。系统如图2。

从图2可以看出，如果除氧器或辅汽母管压力高于#2机三段抽汽压力，则母管中的低温介质可以反串至汽缸，为了验证这一分析，12日19时我们安排解列#2机三段抽汽，打开三段抽汽电动门前、后疏水，观察运行。在12日夜间，#2机二段抽汽温度出现了十多次的摆动，参数变化幅度与12日白天的情况基本相同。这就排除了三段抽汽反水，除氧器低温介质反串入汽缸的可能性。

2.3 高加泄漏，高加液位过低

排除了三段抽汽反水的可能后，那么问题可能出现在一、二段抽汽或高加本体上。高加泄漏的可能之前已经排除，所以我们把查找问题的重点放在一、二段抽汽上，13日上午，就地打开#2机二段抽汽电动门前、后疏水直排门，发现管道内有大量积水，排水15 min左右仍不见有减小的趋势。结合各种参数分析后认为，造成这一异常的主要原因是#2机一、二段抽汽发生了排挤现象。为了防止事故进一步扩大，也为了验证这一分析理论的正确性，安排解列#2机高加运行。在#2机一段抽汽电动门关至51%的时候，二段抽汽温度和二段抽汽管壁温度开始大幅回升，这说明：一段抽汽经抽汽电动门节流降压后，#1高加本体压力降低，其疏水压力也随之降低，它对二段抽汽的排挤作用消失，二段抽汽能顺利的进入#2高加，所以抽汽温度和抽汽管壁温度开始回升。该项工作证实了之前对这一异常的分析和判断是正确的。

那么，什么原因导致一、二段抽汽发生了排挤现象？为了找到问题所在，我们仔细翻阅了高加安装图和设备说明书，发现造成#2机一、二段抽汽出现排挤现象的主要原因是运行中#1高加液位保持的过低，高加疏水口暴露在#1高加的汽侧，导致部分未在#1高加内凝结的一段抽汽经疏水管道直接进入#2高加，由于一段抽汽压力（2.96 MPa）远高于二段抽汽压力（1.736 MPa），所以致使二段抽汽不能顺利进入#2高加，甚至未凝结的一段抽汽携带低温介质反串入汽缸，造成汽缸冷却收缩，相对胀差增加，三、四段抽汽温度下降等异常现象的发生。加热器液位及疏水位置如图3。

3 解决问题

4月16日20时安排将#1高加完全隔离，只投运#2高加。16日夜间二段抽汽温度没有出现波动现象。17日9时许开始投运#1高加，要求将高加就地液位控制在350～400 mm之间，DCS远方液位保持在1150～1200 mm之间，保证高加液位漫过疏水口。经过观察二段抽汽温度同样没有出现波动的现象。

受此次调整试验的启发，我们提高了#2高加的运行液位，同样要求将高加就地液位控制在350～400 mm之间，DCS远方液位保持在1150～1200 mm之间，保证高加液位漫过疏水口。观察发现高加疏水管道和高加疏水母管振动现象消失，管道内介质流动稳定。

经过近3年的运行观察，高加疏水管道和高加疏水母管再未出现振动现象。可喜的是自从调整了高加运行液位后，我厂高加的投入率大幅提升。2012年和2013年高加投入率如表2。

4 结语

煤制油热电生产中心#2机高加低液位运行，导致抽汽出现排挤现象，发生了汽轮机汽缸进水，出现了汽缸收缩，胀差增加，抽汽温度降低，高加疏水管道及高加疏水母管等异常情况。这对我们运行管理是一种警示。提醒我们一定要严格按照设计要求对设备运行参数进行控制。另外如果在机组投产初期，针对高加疏水管道和高加疏水母管振动问题进行仔细研究和分析，找出问题所在。那么我们就不用对高加疏水器及管径进行更换，更不会发生此次抽汽排挤的现象。这也提醒我们对任何异常情况，一定要有追根溯源的精神。只有这也才能避免恶性事件的发生，也能避免人力和财力的浪费。endprint

摘 要：神华鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心2号汽轮机（NZK100-9.32/535）在运行中高加疏水管道和高加疏水母管长期存在振动现象，2011年该机组二段抽汽温度在运行中由328.56 ℃下降至207.2 ℃，威胁机组的安全运行。该文针对上述异常现象进行分析并提出解决方案。

关键词：高压加热器 液位 抽汽 疏水 排挤 管道振动

中图分类号：TK223 文献标志码：A 文章编号：1674-098X（2014）06（a）-0203-02

煤制油热电生产中心1、2号机组分别于2007年9月和2008年1月建成投产。其主要任务是向煤制油化工区输送合格的除盐水、电能和蒸汽，供其生产需要。为了提高供汽和供电的可靠性，将机组设计为母管制。机组自投产以来，高加疏水管道和高加疏水母管一直存在振动现象，高加频繁泄漏，年平均高加投入率仅为85.95%。为了解决这一问题，我们将高加的气液两相流自动疏水器更换为调门；将高加疏水管道由Φ159变更为Φ219；调整高加抽空气手动门的开度。但高加疏水管道和高加疏水母管的振动现象依然存在。高加及疏水系统如图1所示。

1 提出问题

2011年4月11日18时29分，#2机二段抽汽温度开始降低，降幅达120 ℃左右。同时三、四段抽汽温度也随之下降，高压缸膨胀量减小，高低压缸相对胀差增加。各参数变化情况如表1。

考虑到机组的安全，决定先解除高加，查找高加内部是否有泄漏点，高加解列后各段抽汽温度开始回升。4月12日，高加查漏完毕，并未找到明显漏点，高加系统正常投运。12日15时30分左右，#2机二、三、四段抽汽温度同时下降，降幅分别为130 ℃、80 ℃和50 ℃；高压缸胀差由-0.4 mm上升至0.89 mm；高压缸膨胀量（左/右）由11.36 mm/11.59 mm减小至10.77 mm/11.17 mm；汽缸本体二段抽汽口附近有滴水现象。从各种现象和参数变化看，#2机已经发生了轻微的水击现象。但15分钟后，#2机各种参数都恢复正常。这就排除了高加泄漏导致该异常现象发生的可能性。

针对这一情况，技术人员通过分析并采取相应措施，使二段抽汽温度不再下降，确保了高加系统安全稳定的运行，为机组的安全经济运行创造了条件。

2 分析问题

从表1中机组各参数变化情况分析，导致这一异常情况发生的原因是高压缸内进入冷介质，致使各段抽汽温度下降，高压缸急剧收缩，相对胀差由负值变为正值；冷介质由高压缸经导汽管进入低压缸，所以低压缸也出现缸体收缩，相对胀差由负值变为正值的现象。由于机组运行中，主汽门前的主汽温度和主汽压力并未出现较大波动，所以排除了因主汽温度下降导致抽汽温度下降的可能性。

为了找出机组各抽汽温度下降，缸体收缩的真正原因，我们分别对参数测量值、三段抽汽反水、高加泄漏、高加液位等项进行了分析试验。

2.1 参数测量原件故障，测量值不准确

由于机组各参数几乎都是同时发生变化，且各参数变化都具有一定的相关性。所以排除了测量原件故障的可能。

2.2 三段抽汽反水，除氧器低温介质反串入汽缸

由于机组设计为母管制形式，因化工区用电量不稳定，且电网规定我厂不能向电网送电。为安全起见，规定两台机组运行时，#2机组带固定负荷，保证三段抽汽正常投运；#1机组作为调整机组，解列三段抽汽运行，以满足化工区用电量的需求。#2机三段抽汽先进入辅汽母管，再分别进入三台除氧器。辅汽母管的另一路汽源是将主蒸汽母管9.0MPa的蒸汽经辅汽减温减压器后供给。系统如图2。

从图2可以看出，如果除氧器或辅汽母管压力高于#2机三段抽汽压力，则母管中的低温介质可以反串至汽缸，为了验证这一分析，12日19时我们安排解列#2机三段抽汽，打开三段抽汽电动门前、后疏水，观察运行。在12日夜间，#2机二段抽汽温度出现了十多次的摆动，参数变化幅度与12日白天的情况基本相同。这就排除了三段抽汽反水，除氧器低温介质反串入汽缸的可能性。

2.3 高加泄漏，高加液位过低

排除了三段抽汽反水的可能后，那么问题可能出现在一、二段抽汽或高加本体上。高加泄漏的可能之前已经排除，所以我们把查找问题的重点放在一、二段抽汽上，13日上午，就地打开#2机二段抽汽电动门前、后疏水直排门，发现管道内有大量积水，排水15 min左右仍不见有减小的趋势。结合各种参数分析后认为，造成这一异常的主要原因是#2机一、二段抽汽发生了排挤现象。为了防止事故进一步扩大，也为了验证这一分析理论的正确性，安排解列#2机高加运行。在#2机一段抽汽电动门关至51%的时候，二段抽汽温度和二段抽汽管壁温度开始大幅回升，这说明：一段抽汽经抽汽电动门节流降压后，#1高加本体压力降低，其疏水压力也随之降低，它对二段抽汽的排挤作用消失，二段抽汽能顺利的进入#2高加，所以抽汽温度和抽汽管壁温度开始回升。该项工作证实了之前对这一异常的分析和判断是正确的。

那么，什么原因导致一、二段抽汽发生了排挤现象？为了找到问题所在，我们仔细翻阅了高加安装图和设备说明书，发现造成#2机一、二段抽汽出现排挤现象的主要原因是运行中#1高加液位保持的过低，高加疏水口暴露在#1高加的汽侧，导致部分未在#1高加内凝结的一段抽汽经疏水管道直接进入#2高加，由于一段抽汽压力（2.96 MPa）远高于二段抽汽压力（1.736 MPa），所以致使二段抽汽不能顺利进入#2高加，甚至未凝结的一段抽汽携带低温介质反串入汽缸，造成汽缸冷却收缩，相对胀差增加，三、四段抽汽温度下降等异常现象的发生。加热器液位及疏水位置如图3。

3 解决问题

4月16日20时安排将#1高加完全隔离，只投运#2高加。16日夜间二段抽汽温度没有出现波动现象。17日9时许开始投运#1高加，要求将高加就地液位控制在350～400 mm之间，DCS远方液位保持在1150～1200 mm之间，保证高加液位漫过疏水口。经过观察二段抽汽温度同样没有出现波动的现象。

受此次调整试验的启发，我们提高了#2高加的运行液位，同样要求将高加就地液位控制在350～400 mm之间，DCS远方液位保持在1150～1200 mm之间，保证高加液位漫过疏水口。观察发现高加疏水管道和高加疏水母管振动现象消失，管道内介质流动稳定。

经过近3年的运行观察，高加疏水管道和高加疏水母管再未出现振动现象。可喜的是自从调整了高加运行液位后，我厂高加的投入率大幅提升。2012年和2013年高加投入率如表2。

4 结语

煤制油热电生产中心#2机高加低液位运行，导致抽汽出现排挤现象，发生了汽轮机汽缸进水，出现了汽缸收缩，胀差增加，抽汽温度降低，高加疏水管道及高加疏水母管等异常情况。这对我们运行管理是一种警示。提醒我们一定要严格按照设计要求对设备运行参数进行控制。另外如果在机组投产初期，针对高加疏水管道和高加疏水母管振动问题进行仔细研究和分析，找出问题所在。那么我们就不用对高加疏水器及管径进行更换，更不会发生此次抽汽排挤的现象。这也提醒我们对任何异常情况，一定要有追根溯源的精神。只有这也才能避免恶性事件的发生，也能避免人力和财力的浪费。endprint