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降低火电厂高压加热器运行端差

发表时间：2020/1/9 来源：《电力设备》2019年第19期作者：石正洋郝庆丰项林

[导读] 摘要：火力发电厂普遍采用回热加热系统，高压加热器作为回热加热系统的重要设备，其能否安全稳定直接影响整套机组的运行经济性。

        (淮沪煤电公司田集发电厂安徽淮南 232098)
        摘要：火力发电厂普遍采用回热加热系统，高压加热器作为回热加热系统的重要设备，其能否安全稳定直接影响整套机组的运行经济性。机组运行中要密切监视高压加热器的运行参数，本文主要针对某600MW等级电厂高压加热器下端差（也称疏水端差）参数增大的现象进行分析，并制定解决措施，提高机组的安全稳定经济性。
        关键词：高压加热器    下端差疏水端差     经济性
        1设备概况
        某发电厂一期配备2×630MW超临界燃煤机组，其给水回热系统采用常规八级回热的配置(“三高四低一除氧”)，其中三台高压加热器均为上海动力设备有限公司设计制造的JG型卧式U型管表面冷却的加热器。
        各高加受热面均包括：过热段、凝结段和疏水冷却段。过热段利用汽轮机抽汽的过热度来提高给水温度;凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给水;疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度以下。
        高压加热器进汽压力下的饱和温度与高加出水温度的差值称为上端差,也称传热端差；高加疏水端差为正常疏水温度与进水温度的差值，也称下端差。按照厂家设计值，上端差控制在-1.7℃到0℃之间，下端差控制在5.6℃以下即为满足设计要求。表一、表二、表三分别为该厂1号机组3台高加运行时的参数：

        从表一、表二、表三可看出：在平均负荷工况下，该机组1号高加下端差达11.6℃，2号高加下端差达6℃，3号高加下端差达7℃，均高于设计值达5.6℃。三台高加上端差均满足设计值要求。
        2高加下端差高的原因分析
        针对导致高加下端差偏高的主要原因展开深入分析后，找出以下影响因素。
        1)运行中对高加端差调整不当：运行人员为了在负荷骤变以及事故工况下，有更多的水位上升空间，给反应处理预留更多的时间，把高加水位控制值设定在很低的位置，这样容易造成疏水的汽液两相流现象，从而加剧端差值。
        2)加热器U型管内部结垢，影响传热效果。
        3)疏水冷却段隔板在长时间的汽液两相流闪蒸冲刷，有可能损坏泄漏，导致疏水冷却段温度升高，增大端差。
        4)高加汽侧聚集了空气，降低了传热效果。
        5)高加零水位的设定值偏低：正常运行时在疏水段进口保持一定的水位，与凝结段出口端板配合形成密封。如果汽侧水位过低，蒸汽绕过凝结段出口端板底部而进入疏水冷却段形成短路，引起加热器疏水端差增大。
        3主要做法及改进
        通过对运行记录的检查，排除了运行中对高加端差调整不当的因素；通过检修期间对高加内部管道进行检查，排除了其有结垢现象；通过内窥镜、探伤方法排除了疏水冷却段隔板损坏因素；通过对排汽管道及阀门进行检查，确认高加内部排汽通道良好，不会聚集空气。
        3.1确认导致高加下端差高的主要原因为高加零水位的设定值偏低
        在运行中，缓慢提高高加水位设定值时，高加疏水温度下降，给水出水温度略有上升；降低高加水位时，高加疏水温度急剧上升，给水出水温度略有下降。由此可判断高加水位偏低，造成疏水冷却段水封丧失，蒸汽和水一起进入疏水冷却段，疏水得不到有效冷却。虽水位显示正常，但实际水位偏低，在测量装置正常情况下，可判断高加零水位的设定值偏低是导致高加下端差高的主要原因。
        3.2制定改进措施
        该机组1、2、3号高加调整前的就地磁翻板水位分别为610mm，510mm，550mm。通过制造厂的书面确认，三台高加的水位安全值（厂家根据高加满水时间计算出的）分别约为750mm，660mm，650mm。现在对高加水位的调整不得超过上述数值，否则会增加汽轮机进水的风险。
        3.3现场标定零水位的实施过程
        按照厂家给定的三台高加的水位安全值，决定对三台高加水位在线标定。因为受限于现场差压式变送器水位测量筒安装高度，在保证高加水位保护动作可靠的前提下，无法抬高水位以降低下端差。因此在该机组检修中，仪控专业将1、2、3号高加差压式变送器水位测量筒安装高度各抬高200mm，以便于后续的零水位标定工作。
        首先由仪控人员确认各温度测点及水位测点等各测点准确无误后，强制解除高加水位保护。运行人员调整正常疏水调节阀，使加热器水位缓慢升高；随着水位的提高，疏水温度下降，给水出口温度增加；当水位上升到一定位置时疏水温度不再下降，而给水出口温度不再增加而略有下降，上端差增加，此时水位为最佳运行水位，即可标定为零水位。
        同时，对热工水位保护、调节等测量筒的零水位也重新标定。另外，考虑到加热器水位的波动性，应保证高加水位即使在零水位以下50mm时，疏水端差也要小于7℃，同时保证尽可能少的换热管被疏水淹没，通过对上述原则的综合考量，最终将三台高加的零水位均分别抬高至710mm，560mm，640mm。
        4.实施效果与产生的经济效益
        4.1实施效果
        通过零水位重新标定后，该机组三台高加端差调整前后数据如下表：
        （表四）水位调整前后三台高加的端差比较

        1号高加水位抬高100mm后，在平均负荷工况下，下端差为5.1℃，较之前下降了6.5℃，满足设计值要求。2号高加水位抬高50mm后，在平均负荷工况下，下端差为4.3℃，较之前下降了1.7℃，满足设计值要求。3号高加水位抬高90mm后，在平均负荷工况下，下端差为5.6℃，较之前下降了1.4℃，满足设计值要求；但在500MW、400MW工况下，其下端差仍大于设计值约0.5℃，然后调整后3号高加实际水位已接近于高加水位安全值（约650mm），故3号高加水位维持现状，不再调整。
        4.2取得的经济效益
        平均负荷工况下，1号机1号高加下端差下降6.5℃, 2号高加下端差下降1.7℃，3号高加下端差下降1.4℃。查阅相关资料，该类型机组高加下端差每降低1℃，煤耗约下降0.03g/kWh，按年平均利用小时数5000小时计算，1号机组年节标煤907吨，按标煤750元/吨计，年度节省燃煤费用约68万元。
        5.结束语
        高压加热器下端差的偏大，不仅会影响机组的经济性，还可能会威胁机组的安全稳定运行。如果发现机组运行中有高加端差增大现象，运行人员应严密监视其发展趋势，生产技术人员应查明高加端差增大原因，制定可靠措施，利用合适机会解决端差增大问题。
        参考文献:
        [1]张磊.《汽轮机设备及运行》，中国电力出版社，2008
        [2]李青.《发电企业生产经营指标管理手册》，中国电力出版社，2019
        [3]林万超.《火电厂热力系统节能理论》，西安交通大学出版社,1994