引进型300MW机组高压加热器.docx
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引进型300MW机组高压加热器
引进型300MW机组高压加热器
零水位调整与改进
大坝发电厂（青铜峡751607）陈祥沈建龙
摘要本文对影响机组高压加热器疏水端差的因素及减小措施进行分析，结合运行实际，从理论上对加热器解列及低水位运行的安全性和经济性进行分析讨论，并进一步对高压加热器零水位进行了试验调整和改进，并重新标定，使回热系统及设备整体性能和工作条件得到明显改善，使疏水端差达到了设计值，达到了节能降耗的目地。
关键词引进型加热器节能降耗技术改进
零水位
1、前言
宁夏大坝发电厂二期工程2×300MW机组为上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术生产的汽轮机组，自一九九七年投产以来，由于高压加热器零水位标定不合理，一至存在高加疏水不畅、加热器疏水端差大、疏水温度较高使疏水汽化，使加热器疏水管道振动以及铜管发生泄漏，严重时高压加热器被迫解列停运，这些不仅影响机组运行的经济性，而且影响机组运行的安全性。
针对上述现象，经过分析计算，认为由于加热器零水位不合理，使热工保护、自动调节等电接点水位计的零水位基准调整不当，造成加热器疏水不畅、疏水端差大、疏水汽化、疏水调节门通流能力降低。
因些，大坝发电厂于2000年5月以来先后对#3、#4机组高压加热器的零水位通过试验，进行重新标定，运行效果表明，高压加热器疏水端差基本达到设计值，可控制在5--8℃，使加热器实现了安全经济运行。
2、设备及系统简介
大坝发电厂二期两台300MW机组配套的高压加热器系上海电站辅机厂生产的全容量、单列、卧式、管板-U型式，其给水系统为小旁路，即每个加热器都有旁路。
三台加热器内均设置有过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段。
每台加热器由水室、管系和外壳组成，管系中的管板与水室、壳体焊制而成。
#1、#2、#3高压加热器的汽源分别抽自汽轮机高压缸第八级后、高压缸排汽和中压缸第五级后，疏水系统采用逐级自流方式至除氧器，三台高压加热器均设有危急疏水管道。
3、高压加热器解列的危害
由热力试验计算知，大坝电厂二期机组给水温度每下降1℃，标准煤耗增加0.112g/KW.h，如果三台高压加热器全部解列使标准煤耗增加11.704g/KW.h。
如#1高加解列使标准煤耗增加2.810g/KW.h；如#2高加解列使标准煤耗增加4.274g/KW.h；如#3高加解列使标准煤耗增加4.610g/KW.h。
由于燃料量的增加，锅炉排烟量也增加，锅炉排烟损失增大，造成锅炉效率下降；另一方面，当高加解列后，高加的回热抽汽减少，增加了汽机排汽冷凝损失，使汽轮机热效率下降。
由此可见，高压加热器解列对机组经济性影响很大。
从安全角度看，高加如解列，给水温度下降，造成锅炉水冷壁超温、过温器超温，必将影响机组出力，若要维持出力不变，则汽轮机监视段压力升高，解列的高加抽汽口以后的各级叶片、隔板及轴向推力可能过负荷。
为了保证机组安全，必须降低机组出力。
4、加热器水位低对安全经济性的影响
由于二期两台机组的高压加热器都不同程度地存在着低水位或无水位运行。
当高压加热器运行水位低，疏水中带有蒸汽，使疏水温度增高，造成疏水端差增大、疏水汽化，疏水逐级自流排挤下一级加热器的低压抽汽，产生不可逆损失，降低回热循环效果，从而影响机组的热经济性。
由文献（3）知，加热器疏水端差每下降1℃，标准煤耗降低0.068g/KW.h。
况且，疏水温度的升高，还将影响下一级加热器蒸汽冷却段的换热，使下一级加热器的性能降低。
加热器无水位运行，使得疏水管中产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。
由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全。
5、影响加热器疏水端差的因素
5．1加热器端差增加的原因：
5．1．1运行方面原因分析：
5．1．1．1由于汽轮机所带负荷的变化，引起加热蒸汽压力及流量的不稳定。
5．1．1．2由于汽轮机抽汽管道上的逆止门卡涩，引起蒸汽节流，造成抽汽量利用率降低。
5．1．1．3加热器中聚集了空气，汽侧空气排除不畅，使传热系数K减小。
5．1．1．4加热器受热面结垢，增大了传热热阻，使管内外温差增大传热恶化。
5．1．1．5加热器疏水装置工作不正常，造成加热器蒸汽凝结水位过高，淹没受热面管子，使实际换热面积A减小。
5．1．1．6加热器旁路门不严密或未关严，使传热端差增大。
5．1．2设计方面原因分析：
设计时上端差的减小，是以增大换热面积和投资为代价的，加热器上端差θ与金属换热面积A的关系为：
θ=（Δt）/[KA/（eGCp）—1]OC
A——金属换热面积m2
K——传热系数KJ/（m2·h·OC）
Δt——水在加热器中的温升OC
G——被加热水的流量Kg/h
Cp——水的定压比热KJ/（Kg·OC）
当被加热水的流量、水的定压比热一定时，端差θ与Δt、K、A的关系：
（1）金属换热面积A增大，端差减小；
（2）传热系数K增大，端差减小；
（3）水在加热器中的温升增大，端差减小。
5．2减小加热器端差的措施：
5．2．1及时清理加热器内铜管表面污垢，减小传热热阻。
5．2．2运行中加热器抽空气管道上的阀门开度与节流孔应调整合理,阀门开度小,空气的抽出量受到限制,阀门开度大,高一级加热器内的蒸汽被抽吸到低一级加热器中并排挤一部分低压抽汽产生加热器排汽带汽的现象。
5．2．3运行中检查加热器出口水温与相邻高一级加热器进口水温是否相同,若相邻高一级加热器进口水温低,则说明旁路漏水。
5．2．4定期检查疏水装置,使之正常工作。
5．2．5控制加热器疏水水位,保证加热器水位正常。
5．3影响加热器疏水的因素
影响加热器疏水的几个主要因素是：
加热器内漏、管道管径选择不合理、管道阻力大、调节阀通流能力不足等。
加热器疏水系统的设计一般是依据美国依伯斯公司设计准则进行，按照此准则，对上述四个因素分别进行分析，由多次小修对加热器检查结果看，前两个因素不是主要影响原因，并根据调节阀进口侧流速控制在1.22—2.13m/s，出口侧流速控制在20.32—101.6m/s的要求，对疏水阀前后疏水管中的流速进行了粗略计算，发现调节阀前管道流速满足要求，而调节阀后管道流速有些已超过要求。
疏水管内流速的加大，不但加剧了管道吹损，而且使管道阻力加大。
造成上述结果的原因是疏水调节阀后疏水温度太高，产生汽液两相流，疏水比容增大所致。
疏水阀通流能力可用以下公式计算：
CmεAD√2△P/ρ1
（1）Q=----------------
√1-m2
C——流出系数
ε—流束膨胀系数
m——调节阀调节面积与管道截面积之比
AD———管道截面积（m2）
△P—调节阀前后压差（Pa）
ρ1——流体密度（Kg/m3）
从上式可以看出，对一个已定的调节阀，影响调节阀通流能力的主要因素是调节阀前后压差，对加热器来说，只要机组工况一定，阀前压力即为一个定值，只有阀后压力随加热器疏水温度的变化而变化，而加热器疏水温度的大小直接决定着加热器疏水端差的大小。
也就是说，加热器疏水温度越低即疏水端差越小，压差△P就越大，而调节阀通流能力就越大。
6、高压加热器零水位的调整与改造
在具有疏水冷却段的高压加热器中，利用疏水液位在凝结段和疏水冷却段进口或加热器的疏水接管之间形成水封，当液位偏低使水封丧失，这就会造成蒸汽直接流入疏水管路或疏水冷却段，使过冷却的有效性降低，同时易引起管道腐蚀与振动。
水封的丧失其实质是取消了疏水冷却段在加热器中的作用。
由于加热器水位计上下连通管的流动速度不一样，在无冲击和摩擦损失下，因伯努利和动量转换效应关系（速度较低的蒸汽流有较高的压力），使测得的水位比加热器中实际的水位要高。
因此，为了使高加安全可靠经济运行，通过试验找出合理的零（运行）水位是必要的。
因此，大坝发电厂组织有关人员对#3、#4机组高压加热器零水位进行了重新标定试验。
试验前，首先重新校对各加热器疏水和进水温度测点，然后由热工人员开票解除加热器水位高保护。
在试验过程中，通过人为调整疏水调节阀，缓慢地使加热器水位升高，随时观察加热器疏水温度和疏水端差的变化，并密切注意就地水位计的水位和调节阀的流通能力及调节品质的稳定性，使疏水端差达到设计值后，在就地进行零水位标定，热工的保护、调节等测量筒的零水位也进行相应调整标定。
现以#3机组为例，试验分240MW和300MW两个工况，根据试验结果确定出最佳运行零水位，#1、#2、#3高加零水位标高比改前分别提高0mm、0mm、170mm，见表1。
表1：
重新标定前、后的压高加热器水位计零水位标高
项目
单位
#1高加
#2高加
#3高加
改前零水位标高
mm
910
935
850
改后零水位标高
mm
910
935
1020
标高提高值
mm
0
0
+170
7、经济性及安全性分析
7．1试验结果
对#3机组高压加热器零水位重新标定后的实际运行效果进行了试验，试验仍按240MW和300二个工况进行，试验时#3机组高、低压加热器正常投入运行设备系统未做任何调整与隔离，试验数据汇总见表2。
表2：
调整改造前、后试验数据汇总见表
项目
单
位
240MW
300MW
改造后
与设计差
改造前
改造后
变化量
设计值
改造前
改造后
变化量
#1
高加
上端差
℃
-3.365
-2.093
1.272
-1.5
-1.300
-1.700
-0.400
-0.200
下端差
℃
5.893
5.201
-0.692
5.6
6.992
6.857
-0.135
1.257
#2
高加
上端差
℃
-1.411
-1.105
0.306
0
0.654
0.494
-0.160
0.494
下端差
℃
5.917
5.741
-0.176
5.6
5.303
4.972
-0.331
-0.628
#3
高加
上端差
℃
-2.103
-1.445
0.658
0
0.602
0.558
-0.344
0.558
下端差
℃
18.926
8.111
-10.815
5.6
21.245
7.029
-14.216
1.429
给水温度
℃
265.156
267.677
2.521
278.8
278.993
281.772
2.779
2.972
#1
高加
进汽压力
MPa
4.808
4.821
0.013
6.16
6.007
6.144
0.137
-0.016
进汽温度
℃
387.896
388.207
0.311
388
399.409
402.051
2.642
14.051
给水温升
℃
30.987
31.165
0.178
32.7
32.888
33.364
0.476
0.644
#2
高加
进汽压力
MPa
2.830
2.890
0.070
3.73
3.594
3.614
0.02
-0.116
进汽温度
℃
320.786
321.914
1.128
318
330.757
332.349
1.592
14.349
给水温升
℃
37.018
35.966
-1.052
41.9
40.56
39.21
-1.350
-2.69
#3
高加
进汽压力
MPa
1.362
1.341
-0.021
1.7
1.735
1.692
-0.043
-0.008
进汽温度
℃
435.873
435.272
-0.601
437
445.741
444.798
-0.943
7.798
给水温升
℃
30.875
33.266
2.391
29.9
30.187
35.661
5.474
5.761
7．2经济性及安全性分析
加热器疏水冷却段可以使疏水在进入下一级加热器前先被适当冷却，使其温度降低，减小疏水回流的不可逆损失，提高机组的经济性。
加热器疏水端差的大小反映了疏水的冷却程度，对热经济性影响较大。
没有疏水冷却段时，疏水回流是从抽汽压力下的饱和状态流至较低压力的下一级加热器中，从热力学讲，它是一个节流过程，其结果使熵增加，产生作功能力损失。
因此，疏水回流的不可逆损失，其实质是疏水回流产生的节流损失。
疏水冷却是将抽汽压力下的饱和水沿等压线继续冷却为过冷水，然后才回流到较低压力的加热器中，这时疏水节流过程的熵增要小于饱和水节流所产生的熵增，这是水蒸汽性质所决定的，并在焓—熵图上可以明显看出，就是说，疏水端差的降低将降低疏水回流的节流损失，降低不可逆损失，因而经济性得到提高。
对300MW试验数据进行计算，其结果见表3。
表3：
#3机组高加试验后降低标准煤耗汇总表
加热器
项目
#1加热器
#2加热器
#3加热器
疏水端差下降值（℃）
0.135
0.331
14.216
标准煤耗下降值（g/KW.h）
0.0092
0.0225
0.9667
给水温度上升值（℃）
2.779
标准煤耗下降值（g/KW.h）
0.3112
合计标准煤耗下降值（g/KW.h）
1.3096
年节约标准煤（T）
1964.4
注：
#3机组年运行小时按6000小时，平均负荷250MW（年发电量按15亿度）计算。
从表2、表3中可看出，对#3机组高压加热器水位进行调整改造后,使各加热器疏水端差降低到5--8℃，#3机组年发电量按15亿度计算时，年节约标准煤1964.4吨，若每吨标准煤按170元计，每年可节约资金33.3948万元人民币。
8、结论
8．1实施高压加热器零水位重新标定改造后，300MW工况时，#1、#2、#3高压加热器疏水端差（下端差）比改造前分别下降0.135℃、0.331℃、14.216℃，达到了设计值。
给水温度提高了2.779℃。
8．2改造后，#1、#2、#3高压加热器运行平稳，疏水调节阀调节稳定，消除了疏水管道振动。
不会再因机组负荷波动，迫使高压加热器解列的现象发生，改造至今没有发生高压加热器铜管泄漏，使加热器的安全可靠性得到了保障。
8．3从改造后的试验结果看，高压加热器上、下疏水端差均基本达到设计值，各加热器给水温升分布合理，减少了抽汽对下一级的排挤损失，提高了机组的热经济性。
参考文献：
1．卢亚娟高压加热器说明书上海电站辅机厂1984年2月
2．大功率汽轮机组辅机学术年会论文集中国电机工程学会火电分会汽轮机专委会云南省电机工程学会1999年9月
3．陈玉基火电厂节能工程师培训教材（上册）能源部节能司1992年2月
作者：
陈祥宁夏大坝发电厂生技科（系统电话：
986354286）
沈建龙宁夏大坝发电厂运行分场（系统电话：
986354395）
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