火电厂高加运行过程中端差分析与处理
摘要
关键词
高加，端差，经济性，安全性
正文
1.机组高加系统的简介
发电机组为350MW超临界机组,高压加热器采用杭州锅炉集团股份有限公司制造的JG-1255-1型高加。高压加热器系统由三个高加和一个蒸汽冷却器组成：1号高加、2号高加、3号高加以及0号高加。每台加热器均按双流程设计，由过热蒸汽冷段、凝结段和疏水冷却段三个传热区段组成，为全焊接结构，1号—3号高压加热器的设计下端差（疏水端差）均为5.6℃。
正常运行过程中1号高加、2号高加、3号高加抽汽汽源分别来自汽轮机本体抽汽一级抽汽、二级抽汽、三级抽汽。每个高加分别设置正常疏水与危急疏水，正常疏水采用逐级自流的方式由1号高加疏水至2号高加,2号高加疏水至3号高加，3号高加疏水至除氧器。危急疏水通过管道和阀门连接至凝汽器，正常情况下危急疏水门均处关闭状态。运行过程中，正常疏水水位设定值为0mm，危急疏水设定值为30mm。
2.高加在运行过程中出现的问题及危害
机组在运行过程中发现1号高加存在下端差高，正常疏水调门开度偏高等问题，其中在机组负荷较高的情况下正常疏水调门开度至100%，下端差最高可以达到22℃。1号高压加热器下端差出现偏离设计值，下端差增大，1号高加的正常疏水门开度异常，导致1号高加水位调节不佳而波动，严重时会造成汽机进水，影响回热系统经济效益，从而影响到机组运行效率同时，更重要的是影响设备安全运行。
表1：1号高加正常运行过程中各参数记录
机组负荷MW | 1号高加水位mm | 抽汽压力MPa | 抽汽温度℃ | 加热器进水温度℃ | 加热器出水温度℃ | 疏水温度℃ | 1号高加正常疏水门开度% | 下端差℃ | 加热器进出口温差℃ |
150 | 0 | 2.59 | 353 | 210 | 230.6 | 219 | 46.8 | 9 | 20.6 |
180 | 0 | 3 | 362.6 | 213.6 | 235.8 | 227.7 | 53.49 | 14.1 | 22.2 |
210 | 1.01 | 3.5 | 353.3 | 221.4 | 243.6 | 240.5 | 56.4 | 19.1 | 22.2 |
240 | 5.06 | 4.01 | 355.8 | 228.4 | 251.5 | 248.5 | 65 | 20.1 | 23.1 |
270 | 3.87 | 4.36 | 354.7 | 236.8 | 257.9 | 255.2 | 88.2 | 18.4 | 21.1 |
300 | 12.1 | 4.83 | 352.7 | 241.3 | 262.6 | 259.3 | 100 | 18 | 21.3 |
310 | 16.2 | 5 | 351.1 | 243.7 | 265 | 262 | 100 | 18.3 | 21.3 |
340 | 21.1 | 5.46 | 361.8 | 250.6 | 271.5 | 269.3 | 100 | 18.7 | 20.9 |
3.高加运行过程中端差大的原因分析排查以及应对措施
3.1给水加氧运行高加连续排汽开度过小
高加启动过程内部的空气无法全部排出，同时各个抽汽进入加热器的时候会带入少量空气等不凝结气体，持续不断累积的过程中，如果加热器中的不凝结气体若不能及时抽走，会在换热表面产生气阻，降低传热效率，增大加热器端差。经过现场巡检人员仔细确认，现场各个高加的连续排汽门均为开启状态，且阀门温度均处于正常运行状态。考虑到是否存在高加连续排汽量不足的问题，将连续排汽至除氧器的阀门开大进行观察，但结果显示1号高加的运行端差并没有明显的变化。
3.2高加内部存在缺陷
若高加疏水冷却段包壳板产生裂纹，冷却段蒸汽或疏水短路，直接进入疏水管路，造成疏水端差偏大。正常运行中汽、水两相流，冲刷疏水出口管道三通管壁，造成三通管壁明显减薄甚至产生裂纹，同时管道在运行中产生振动。
3.3高加内部结垢，换热不良
随着时间的推移，高加内部换热面可能存在结垢问题。换热器表面结垢会降低管壁的传热系数,换热器管壁的传热热阻增大,从而降低换热器的传热效率。针对这个情况，检查加热蒸汽品质以及给水品质均正常，结合上一次机组大修高加内部检查的情况，高加内部结垢的情况良好。针对1号高加内部当前是否存在缺陷以及结垢等问题，需要在机组调停检修或者高加解列检查期间，进一步检查分析。
3.4高加水位校正不合理
在运行过程中，如果高加的水位设定偏低，很可能导致汽轮机本体内抽出的蒸汽无法彻底凝结，直接进入疏水管道，造成疏水管道产生水击，影响设备安全运行。
针对高加水位校正不合理的情况，制定优化方案：
提高1号高加运行水位，当前1号高加水位设定值为0mm，每次将高加水位提高10m后稳定运行10~20min，并记录抽汽压力，抽汽温度、加热器进出水温度、疏水温度、加热器水位等参数进行分段试验。然后根据水位的调整变化进行计算下端差，从而重新进行水位的校正。
优化试验工况点选择疏水端差最大的机组负荷320MW，AGC撤出维持工况稳定。高加水位由15mm开始提升水位，每次增加10mm,待水位稳定15min开始记录数据，观察各个数据的变化。
表2：1号高加在试验条件下水位变化过程中端差等参数变化
机组负荷MW | 1号高加水位mm | 抽汽压力MPa | 抽汽温度℃ | 加热器进水温度℃ | 加热器出水温度℃ | 疏水温度℃ | 1号高加正常疏水门开度% | 下端差℃ | 加热器进出口温差℃ |
315 | 15 | 5.05 | 362.7 | 245.2 | 267 | 264.3 | 95 | 19.1 | 21.8 |
317 | 20 | 5.14 | 363.1 | 245.8 | 268 | 265.3 | 85 | 19.5 | 22.2 |
316 | 30 | 5.22 | 364.2 | 245.1 | 268.4 | 266.4 | 68.4 | 21.3 | 23.3 |
316 | 40 | 5.26 | 364.9 | 244.6 | 268.8 | 260.5 | 62.3 | 15.9 | 24.2 |
317 | 50 | 5.27 | 365.3 | 244.7 | 269.1 | 259.6 | 62.3 | 14.9 | 24.4 |
319 | 60 | 5.3 | 365.3 | 245.3 | 269.5 | 259 | 62.1 | 13.7 | 24.2 |
320 | 70 | 5.38 | 364.8 | 245.6 | 270.4 | 258.5 | 62.2 | 12.9 | 24.8 |
数据表明：1号高加水位调整试验端差情况得出1号高加的下端差随着水位的上升逐渐降低，从试验前的21.5℃到达试验后的12.9℃，下降了将近9℃，给水温度在同等条件下上升了3℃左右。可以看出在高加水位从30mm到40mm的过程中，1号高加的下端差有一个特别明显的变化拐点，然后随着水位的上升，1号高加的下端差呈现均匀下降的趋势，但是趋势开始减缓。综上表述显示，提高高加水位对于减小疏水端差有明显的作用。
与此同时，正常疏水门的开度由原来的100%降至60%左右的正常开度，对于水位的调节更加灵敏，大大提高了高加运行的安全系数，水位的波动有了明显的改善。
4.节能分析
机组状态：给水温度提升了3℃，按给水流量1000t/h（机组负荷310MW:这里用P表示）计算，锅炉热效率94%。标准煤按7000大卡计算。给水吸热增加Q=C*M*△T=4.2KJ/kg℃*10^9*3=1.26*10^10KJ标准煤7000大卡低位发热量Qnet=29307KJ/kg。所以该负荷下节约的标准煤耗为b=Q/η/Qnet/P=1.26*10^7KJ/0.94/(29307KJ/kg)/(310*10^6kwh)=1.47g/kwh。
总结
伴随着经济的不断发展，各行各业都在不断的发展、进步，同时取得了很大的成就，在满足我们日益增大的生活需求的同时，也带来越来越多的矛盾。资源损耗和环境污染首当其冲，因此，节能减排势在必行。节能减排可以是一个很大的项目，同样可以是一个很小的调整，最主要的就是一种观念，一种意识，积极主动的开展各项节能减排的项目，促进能源与环保和谐发展，走绿色可持续发展的道路。
参考文献：
[1]马长亮,杨旭辉.超超临界1000MW等级汽轮发电机组国产液动三通阀运行故障分析与治理[J].科学技术创新,2020(30):170-171.
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