降低超超臨界機(jī)組高壓加熱器端差措施

郝慶豐 項 林 錢雯雯

淮滬煤電有限公司田集發(fā)電廠

1 設(shè)備概況

某發(fā)電廠一期工程配備2×660 MW超臨界燃煤機(jī)組，其給水回?zé)嵯到y(tǒng)采用常規(guī)八級回?zé)岬呐渲?“三高四低一除氧”)，其中三臺高壓加熱器均為上海動力設(shè)備有限公司設(shè)計制造的JG型臥式U型管表面冷卻的加熱器。

各高壓加熱器受熱面均包括：過熱段、凝結(jié)段和疏水冷卻段。過熱段利用汽輪機(jī)抽汽的過熱度來提高給水溫度；凝結(jié)段利用蒸汽凝結(jié)的潛熱加熱給水，疏水冷卻段將離開凝結(jié)段的疏水熱量傳遞給進(jìn)入加熱器的給水，從而使疏水溫度降到飽和溫度以下。

高壓加熱器進(jìn)氣壓力下的飽和溫度與出水溫度的差值稱為上端差，也稱傳熱端差；高加疏水端差為正常疏水溫度與進(jìn)水溫度的差值，也稱下端差。按照設(shè)備生產(chǎn)廠的設(shè)計值，上端差控制在-1.7℃到0℃之間，下端差控制在5.6℃以下即為滿足設(shè)計要求。該廠1號機(jī)組3臺高壓加熱器運行時的參數(shù)見表1、表2和表3。

表1 各工況下1號高加運行參數(shù)

表2 各工況下2號高加運行參數(shù)

從表1、表2和表3可見，在平均負(fù)荷工況下，該機(jī)組1號高加下端差達(dá)11.6℃，2號高加下端差達(dá)6℃，3號高加下端差達(dá)7℃，均高于設(shè)計值的5.6℃。三臺高加上端差均滿足設(shè)計值要求。

2 高加下端差高的原因分析

針對導(dǎo)致高加下端差偏高的主要原因展開深入分析后，得出以下影響因素。

1）運行中對高加端差調(diào)整不當(dāng)

運行人員為了在負(fù)荷驟變以及事故工況下，有更多的水位上升空間，給反應(yīng)處理預(yù)留更多的時間，把高加水位控制值設(shè)定在較低的水位，易造成疏水的汽液兩相流現(xiàn)象，從而加劇端差值。

2）加熱器U型管內(nèi)部結(jié)垢，影響傳熱效果。

3）疏水冷卻段隔板在長時間的汽液兩相流閃蒸沖刷，有可能因損壞而泄漏，導(dǎo)致疏水冷卻段溫度升高，增大端差。

4）高加汽側(cè)聚集了空氣，降低了傳熱效果。

5）高加零水位的設(shè)定值偏低

正常運行時在疏水段進(jìn)口保持一定的水位，與凝結(jié)段出口端板配合形成密封。如果汽側(cè)水位過低，蒸汽繞過凝結(jié)段出口端板底部而進(jìn)入疏水冷卻段形成短路，引起加熱器疏水端差增大。

3 主要改進(jìn)方法

通過對運行記錄的檢查，排除了運行中對高加端差調(diào)整不當(dāng)?shù)囊蛩?；通過檢修期間對高加內(nèi)部管道進(jìn)行檢查，排除了其有結(jié)垢現(xiàn)象；通過內(nèi)窺鏡、探傷方法排除了疏水冷卻段隔板損壞因素；通過對排汽管道及閥門進(jìn)行檢查，確認(rèn)高加內(nèi)部排汽通道良好，不會聚集空氣。

3.1 確認(rèn)導(dǎo)致高加下端差高的主要原因為高加零水位的設(shè)定值偏低

在運行中，緩慢提高高加水位設(shè)定值時，高加疏水溫度下降，給水出水溫度略有上升；降低高加水位時，高加疏水溫度急劇上升，給水出水溫度略有下降。 由此可判斷高加水位偏低，造成疏水冷卻段水封喪失，蒸汽和水一起進(jìn)入疏水冷卻段，疏水得不到有效冷卻。 雖然水位顯示正常，但實際水位偏低，在測量裝置正常情況下，可判斷高加零水位的設(shè)定值偏低是導(dǎo)致高加下端差高的主要原因。

3.2 制訂改進(jìn)措施

該機(jī)組1、2、3號高加調(diào)整前的就地磁翻板水位分別為610 mm，510 mm，550 mm。通過制造廠的書面確認(rèn)，三臺高加的水位安全值（制造廠家根據(jù)高加滿水時間計算）分別約為750 mm，660 mm，650 mm。對高加水位的調(diào)整不得超過上述數(shù)值，否則會增加汽輪機(jī)進(jìn)水的風(fēng)險。

3.3 現(xiàn)場標(biāo)定零水位的實施過程

按照設(shè)備制造廠給定的三臺高加的水位安全值，決定對三臺高加水位在線標(biāo)定。因受限于現(xiàn)場差壓式變送器水位測量筒安裝高度，在保證高加水位保護(hù)動作可靠的前提下，無法抬高水位以降低下端差。 因此在該機(jī)組檢修中，儀控專業(yè)將1、2、3號高加差壓式變送器水位測量筒安裝高度各抬高200 mm，以便于后續(xù)的零水位標(biāo)定工作。

首先由儀控人員確認(rèn)各溫度測點及水位測點等各測點準(zhǔn)確無誤后，強(qiáng)制解除高加水位保護(hù)。運行人員調(diào)整正常疏水調(diào)節(jié)閥，使加熱器水位緩慢升高；隨著水位的提高，疏水溫度下降，給水出口溫度增加；當(dāng)水位上升到一定位置時疏水溫度不再下降，而給水出口溫度不再增加而略有下降，上端差增加，此時水位為最佳運行水位，即可標(biāo)定為零水位。

同時，對熱工水位保護(hù)、調(diào)節(jié)等測量筒的零水位重新標(biāo)定?？紤]到加熱器水位的波動性，應(yīng)保證高加水位即使在零水位以下50 mm時，疏水端差也應(yīng)小于7℃，同時保證盡可能少的換熱管被疏水淹沒，通過對上述原則的綜合考量，最終將三臺高加的零水位均分別抬高至710 mm，560 mm，640 mm。

4 實施效果與產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益

4.1 實施效果

通過零水位重新標(biāo)定后，該機(jī)組三臺高加端差調(diào)整前后數(shù)據(jù)見表4。

1號高加水位抬高100 mm后，在平均負(fù)荷工況下，下端差為5.1℃，較之前下降了6.5℃，滿足設(shè)計值要求。2號高加水位抬高50 mm后，在平均負(fù)荷工況下，下端差為4.3℃，較之前下降了1.7℃，滿足設(shè)計值要求。3號高加水位抬高90 mm后，在平均負(fù)荷工況下，下端差為5.6℃，較之前下降了1.4℃，滿足設(shè)計值要求；但在500 MW、400 MW工況下，其下端差仍大于設(shè)計值約0.5℃，經(jīng)調(diào)整后3號高加實際水位已接近于高加水位安全值（約650 mm），故3號高加水位維持現(xiàn)狀，不再調(diào)整。

4.2 取得的經(jīng)濟(jì)效益

平均負(fù)荷工況下，1號機(jī)1號高加下端差下降6.5℃，2號高加下端差下降1.7℃，3號高加下端差下降1.4℃。查閱《發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營指標(biāo)管理手冊》可得知：該類型機(jī)組1號高加下端差每降低10℃，煤耗約下降0.016 g/kWh；2號高加下端差每降低10℃，煤耗約下降0.148 g/kWh；3號高加下端差每降低10℃，煤耗約下降0.295 g/kWh。按年平均利用小時數(shù)5 000 h計算，1號機(jī)組年節(jié)省標(biāo)煤253.61 t，按標(biāo)煤750元/t計，年度節(jié)省燃煤費用約19萬元。按此方法調(diào)整該廠另外三臺機(jī)組高加下端差后，該廠每年可節(jié)省燃煤費用約80萬元。

5 結(jié)束語

高壓加熱器下端差的偏大，不僅會影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，還可能會威脅機(jī)組的安全穩(wěn)定運行。如果發(fā)現(xiàn)機(jī)組運行中有高壓加熱器端差增大現(xiàn)象，運行人員應(yīng)嚴(yán)密監(jiān)視其發(fā)展趨勢，生產(chǎn)技術(shù)人員應(yīng)查明高加端差增大原因，制訂可靠措施，利用合適機(jī)會解決端差增大問題。