摘要 针对汽轮机#1、#2、#3高压加热器端差偏离设计值较大，通过负荷-水位试验研究，在不影响机组正常运行的情况下，从热控设备的角度提出并实施了重新标定高加水位基准零点的措施。
关键词 汽轮机 加热器 端差 研究治理
引言
我司#2机组高压加热器长期运行，高加上下端差长期严重偏离设计，严重影响抽气加热系统经济效率。#2机组由300MW增容至330MW后，机组运行参数发生了较大的变化，而高加水位运行标准修正却相对滞后。
1.高压加热器原理及概况
从汽轮机来的温度较高的抽汽，从加热器的蒸汽口进入，首先利用蒸汽的过热度加热加热器的给水，使给水出口温度进一步提高。随后蒸汽进入饱和段，加热蒸汽再次释放大量的潜热并凝结成饱和疏水。饱和疏水聚集在设备下部，并在压差的作用下靠虹吸原理进入疏冷段，饱和疏水放热加热刚进入加热器的给水，最后疏水成为过冷水经由疏水出口离开加热器。
我司#2机组高加系统由#1、#2、#3高压加热器和蒸汽冷却器组成，高压加热器疏水是按照#3#2#1的顺序逐级自流。
2.高加端差偏大原因分析
在高加热器水位低到一定值时，缺失疏水冷却段水封，疏水混合蒸汽进入疏水冷却段，疏水温度偏高，经济性降低；由于疏水冷却段物理位置低于蒸汽冷却段出口，水封吹损或水位过低造成水封缺失后造成蒸汽回流，蒸汽冷却段来的高速蒸汽冲刷蒸汽凝结段、冷却段，在疏水冷却段形成水汽混合汽液两相流，冲刷疏水冷却段，管道因此强烈振动损坏。由于加热器疏水是逐级自流，大量的水汽混合物冲入下一级加热器，大量的高温高压混合物减少了下一级加热器的抽汽量，降低了加热器的能效，使机组经济性，安全性能降低。高压加热器低水位甚至无水运行，导致疏水端差大。
2.1高加本体材质因数
高压加热器长期运行多年，管路老化严重，泄漏、堵管频繁导致加热面积越来越小，致使加热器的热传导变小，造成高压加热器上下端差偏大，但本项目从不影响机组正常运行的方面考虑，对于高加本体材质因数不做研究讨论。
2.2热控设备因数影响
#2机组由300MW增容至330MW后，运行参数发生变化，但相应的高加水位参数却没有修正，高加热器运行水位零点与实际基准零点误差大造成高压加热器上下端差偏大。保证高压加热器在“零基准”水位运行是确保加热器安全、经济运行首要条件。
3、以确定高压加热器的基准零水位为目的，进行负荷水位变化试验。
维持机组负荷在320MW以上稳定运行，＃2机组高压加热器系统运行正常，退出高压加热器水位联锁保护，高压加热器水位调整投入自动运行，逐步提高高加水位设定值后加热器水位稳定运行20-30分钟，记录数据，并画出相应的曲线图。。
表一 类别 #3高加水位调整情况表
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3.1、#3高加试验情况
通过分析表1图1数据表明，试验开始前#3高加给水端差和疏水端差均偏离设计值，随着高加水位升高，給水端差基本维持不变，当＃3高加水位就地160mm，给水端差为3.6℃，较试验前给水端差高0.2℃，较设计值高5.2℃，证明＃3高加水位升高对＃3高加上端差影响不大。#3高加疏水端差在试验开始前的水位下（CR为T0mm）达35.6℃，试验数据表明，当＃3高加水位超过5.6mm（对应就地30mm）后，疏水端差有一个明显的下降拐点，然后随着＃3高加水位升高，加热器疏水端差逐步下降，当高加水位达170mm（对应就地200mm）时，疏水端差较试验前下降了24.6℃，降至11.2℃，下降明显，但此时高加水位明显偏高。
3.2、#2高加试验情况
通过分析表2图1数据表明，试验开始前#2高加给水端差和疏水端差均偏离设计值，随着高加水位升高，給水端差基本不变，当＃2高加水位就地450mm，给水端差为7.7℃，较设计值高7.7℃。#2高加疏水端差在试验开始前的水位下（CRT-18mm）达21.6℃，试验数据体现出，当＃2高加水位超过40mm（对应就地320mm）后，疏水端差有一个明显的拐点，然后随着＃2高加水位升高，加热器疏水端差稍微有下降，当高加水位达193mm（对应就地490mm）时，疏水端差较试验前下降了12.4℃，降至7.7℃，基本接近设计端差。
3.3、#1高加试验情况
通过分析表2图1数据表明，#1高加给水端差基本正常，随着高加水位升高，給水端差趋势下降，#1高加疏水端差在试验开始前的水位下（CRT：-6.2mm、就地：250mm）为13.2℃，试验数据表明，当＃1高加水位就地290mm，疏水端差有一个明显著的变化，随着＃2高加水位变化升高，#1高加疏水端差下降趋势平缓，高加水位升高，加热器疏水端差也较为平缓，当高加水位就地370mm时，疏水端差下降为4.8℃，略低于设计端差。
4.试验结果分析，重新确定#1#2#3高压加热器的基准零水位
4.1、按运行规程规定，各加热器运行中应维持在“零”水位下运行，表4表明，#2机组正常运行中定负荷时#1#2#3高压加热器水位无相同，差别很大，各加热器下端差均比设计值高，上端差除＃2高加偏大外，其他加热器的上端差基本维持在设计端差附近运行，但均比设计值偏高，证明＃2机组高低加传热效果较差。
通过分析计算得到如下结果
3号高加加热器上端差3.4℃；设计上端差1.6℃，加热器下端差35.7℃，设计下端差5.6℃，温升32.1℃，设计温升27.6℃；
2号高加加热器上端差8.0℃；设计上端差0℃，加热器下端差19.7℃，设计下端差5.6℃，温升37℃，设计温升46℃。；
4.2、加热器内部结构、汽水压力温度等原因造成加热器内的水平面和基准水平线不一致，有些倾斜坡度，DCS水位计、就地翻板水位计并未真正地反映加热器内水位，有些误差。
4.3、经过对#3高加的试验数据分析，表明＃3高加水位偏高，高加堵管率偏高所致；在高加水位正常情况下高加下端差偏大的原因主要是高加内部结构原因造成疏水冷却段失效，如疏水冷却段入口处水封管吹损泄漏，造成蒸汽冷却段蒸汽直接进入疏水管，引起＃3高加疏水温度偏高，因此为了保证＃3高加上端差尽量接近设计端差，而又尽量降低高加下端差，建议＃3高加水位零点基准在70mm（对应就地翻板水位计100mm）位置。
4.4、经过对#2高加的试验数据分析表明，300MW工况下＃2高加出水温度为228℃，而根据＃4机组通流改造后《N330-16.67/537/537 型凝汽式汽轮机热力特性书》热平衡图，因此根据＃2高加出水温度与机组负荷关系公式，300MW工况下＃2高加出水温度应为235.8℃，实际运行中只有228℃，明显偏低，这也是造成＃2高加上端差偏大的主要原因，这可能是高加水室分程隔板存在泄漏造成高加出口温度降低，同时也影响到疏水温度升高，建议有机会应对＃2高加水室隔板检查处理，防止水室隔板泄漏。建议＃2高加水位零点基准在70mm（对应就地翻板水位计350mm）位置。
4.5、经过对#1高加的试验数据分析表明，#1高加基本达到设计值，无需调整，建议＃1高加水位零点基准在50mm（对应就地翻板水位计320mm）位置。
5、治理措施
5.1在DCS系统完善#2机组高加热器的疏水调整门的调节系统调节参数，确保高加疏水的高性能，高质量投入。
5.2 #2机组#1-3高加水位调整试验结果显示，#2机组高压加热器运行水位下＃1、#3加热器情况均较好，基本达到设计值，但疏水端差较大，水位偏低，经过调整后，各加热器的疏水端差均有不同程度的降低，有效提高加热器的经济性，因此根据试验结果，现阶段各加热器经济运行基准零标定按表5进行调整。并根据建议基准零水位，测量出加热器中心线到基准零水位的距离，做好记录，
表2
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5.2 试验过程中发现各高加报警值和CRT显示值均有较大偏差，＃1高加就地翻板水位计失灵，都影响到加热器水位的调整和水位判断，因为加热器水位报警和DCS显示，就地翻板水位计指示为三套不同的测量系统，因此必须按照表2数据标定，上述三个系统统一于基准零点。
5.3 修正翻板水位计标尺；校对报警开关定值，校验DCS系统水位显示设备，保证运行人员对水位的正确判断，使加热器水位保护值正确动作，确保疏水调整门自动正常投入。
5.4 在实验过程中还发现各高加的疏水调整门投入自动后，阀门特性不好导致阀门开度变化大，影响高加水位波动大，波动频繁。我们及时调整好高加疏水门，确保调整阀门开度-流量曲线呈线性，符合设计要求。现场的调整门更换线性好，调节灵敏，稳定的西门子定位器以保证高加水位调整适应水位，负荷变化。
6.5 建议在条件允许的情况下，在高加两端各增设一台差压式水位计，取其平均值作为高加水位显示，以消除加热器内的水平面和基准水平线不一致，有些倾斜坡度而造成水位计未能真实反映高加内水位的情况。
6、#1机高加端差异常研究及治理效果分析
零点基准标定后，治理效果主要表现在＃2机组加热器调整前后经济性比较。根据机组设计工况下高加给水端差和疏水端差对机组热耗率的影响如表6以及水位调整前后高低加给水端差和疏水端差变化情况（表2），可知端差的变化对机组热耗率的影响。
上述数据经过比较、分析后表明，机组热耗率可下降7.6kj/kwh，占机组热耗率的0.1％，折合发电煤耗约0.32g/kwh，降低加热器上下端差，提高了机组经济性。
7.结语
本项目通过在一定的负荷时对#2机组高加进行水位调整试验，刻画出每台高加不同水位条件下端差与水位变化曲线，获得其拐点，确定其基准零点。然后在不影响机组正常运行的情况下，对#1#2#3高加进行基准零点修正纠偏，并将基准零点对相应高加水位保护测量装置重新定位，让高加在标准零水位运行时上下端差值尽可能接近设计值，提高了抽汽回热系统的工作效率，从而间接降低机组煤耗，取得了相当明显的经济效益及社会效益。
参考文献：N330-16.67/537/537 型凝汽式汽轮机热力特性书