黃太明

（華電白音華金山發(fā)電有限公司，內(nèi)蒙古 錫林郭勒 026200）

600MW亞臨界機組加熱器端差大的原因分析

黃太明

（華電白音華金山發(fā)電有限公司，內(nèi)蒙古 錫林郭勒 026200）

華電白音華金山發(fā)電有限公司＃1，＃2汽輪機高、低壓加熱器上、下端差都較設計值明顯偏高，最大端差偏離設計值13.94℃。采集了300，400和565MW 3個工況的參數(shù)進行分析，得出端差大的原因為加熱器水位以及各段抽汽溫度超標并提出了相應的處理措施。

加熱器；熱工測點；水位；抽汽溫度

1 機組概況

華電白音華金山發(fā)電有限公司＃1，＃2汽輪機系哈爾濱汽輪機廠設計生產(chǎn)的ZKL600-16.7／538／538型亞臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽輪機組。其主要技術參數(shù)為：額定功率，600MW；額定轉速，3 000 r／min；新蒸汽壓力，16.67MPa；新蒸汽溫度，538℃；再熱蒸汽溫度，538℃；額定進汽量，1 798.72 t／h；排汽壓力，11 kPa；保證熱耗，7929.3 kJ／（kW·h）。

2 故障現(xiàn)象

該廠＃1，＃2汽輪機各配置有3臺高壓加熱器（以下簡稱高加）、1臺除氧器和3臺低壓加熱器（以下簡稱低加），汽輪機的7級非調(diào)整抽汽分別供給高加、除氧器和低加。為便于分析，分別采集了300，400和565MW 3個工況的參數(shù)進行討論。由廠級信息監(jiān)控系統(tǒng)（SIS）采集的＃1，＃2機組運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)（見表1、表2）可知，2臺機組高、低加的上、下端差都較設計值明顯偏高，最大端差偏離設計值13.94℃。

由表1可以看出：＃1機組＃1高加下端差以及＃6，＃7低加上、下端差是正值偏大，其余高、低加上、下端差均為負值偏大。由表2可以看出：＃2機組＃3高加上端差以及＃5低加下端差為負值偏大，其余高、低加上、下端差均為正值偏大。

表1＃1機組SIS采集端差℃

端差負值偏大，說明加熱器加熱能力不足、出口水溫低，同時會導致下一級加熱器的下端差增大；端差正值偏大，說明加熱器可能水位高或進汽參數(shù)高、進水溫度低，熱損失大。

表2＃2機組SIS采集端差℃

3 加熱器端差偏差大的原因分析

從運行角度分析，系統(tǒng)運行參數(shù)、系統(tǒng)內(nèi)控制儀表附件以及操作人員素質(zhì)等因素均可影響疏水端差。

（1）壓力表、溫度計、液位計等系統(tǒng)儀表精度等級偏低或顯示不準確；加熱器系統(tǒng)內(nèi)閥門密封不嚴，如事故疏水閥出現(xiàn)泄漏；正常疏水調(diào)節(jié)閥動作不靈敏，存在銹蝕等現(xiàn)象。

（2）水室內(nèi)部的分程隔板、水室包殼板或管子與管板連接處出現(xiàn)泄漏，造成給水短路。

（3）加熱器處于高水位運行，凝結水（給水）淹沒部分換熱管，無效換熱面積增加，換熱效率降低。

（4）加熱器處于低水位運行，疏水口露出水面，飽和蒸汽與飽和水同時進入疏水管，形成汽、液兩相流，增加疏水端差，嚴重時會造成疏水管道振動，影響機組運行安全。

（5）加熱器內(nèi)部臟堵、結垢等。

（6）抽汽壓力、溫度偏離設計值。

對以上原因進行排查。

（1）將SIS采集的數(shù)據(jù)與計算端差進行對比，除＃2機組＃1高加下端差與SIS采集值相差約2℃外，其余各端差的偏差均小于1℃，說明SIS采集的端差值是準確的。低加內(nèi)部未實現(xiàn)分段加熱，下端差不可能為負值，但＃2機組＃5低加端差為負值，應當是由進水溫度、疏水溫度測量不準引起的。

（2）水室內(nèi)部分程隔板不嚴密，進、出水連通，也會導致加熱器偏差大，但小修時對＃1高加解體檢查，并未發(fā)現(xiàn)有漏點，因此還需要做進一步的檢查。

3.1 加熱器水位的影響

（1）高加外殼上標有運行中的正常水位值，高加實際運行中，＃1機組＃2高加水位已比廠家標準值20mm高125mm，比規(guī)定的＃2高加高Ⅱ水位定值88mm還高出37mm，略低于高Ⅲ定值。如果廠家標定的標準運行水位準確的話，那么＃1機組＃2高加運行中應有部分換熱管處于疏水中，影響了加熱器的效率，＃2高加上、下端差都應該比較大，而實際上只有＃2高加下端差較大，上端差基本為0。通過分析抽汽溫度，發(fā)現(xiàn)＃1機組二段抽汽溫度較低，一段抽汽溫度較高，而在運行中還發(fā)現(xiàn)＃2高加給水溫升較?。ㄒ炎鳛椋?機組小修前影響機組運行效率的重要參數(shù)上報，目前還未解決），因此出現(xiàn)＃1，＃2高加下端差同時較大的現(xiàn)象。

（2）＃2機組＃1高加運行水位已比廠家標準值高120mm，比規(guī)定的＃1高加高Ⅱ水位定值88mm還高出32mm，略低于高Ⅲ定值。＃2機組＃1高加運行中應有部分換熱管處于疏水中，影響了加熱器的換熱效率，出口水溫降低、疏水溫度升高。而＃2機組1段抽汽溫度明顯高于額定值，抵消了部分因＃1高加水位高、換熱效率下降而導致的出水溫度降低，集中體現(xiàn)為＃1高加下端差明顯較大。

（3）因＃2機組＃1高加水位高引起＃1高加疏水溫度高，因此導致＃2機組＃2高加上端差也增大。

（4）同上，＃1機組＃6低加運行水位超過標準水位60mm，高于高Ⅰ定值；＃2機組＃6低加運行水位超過標準水位50mm，達到高Ⅰ定值，均會引起加熱器端差增大。

3.2 各段抽汽溫度的影響

＃1，＃2機組565MW負荷下的各段抽汽溫度與機組熱耗保證（THA）工況額定抽汽溫度的差值見表3，從表3可以看出：＃1，＃2機組各段抽汽中，除＃1機組二段抽汽溫度略低于THA工況對應的額定抽汽溫度外，其余各段抽汽溫度均明顯高于額定值，＃1機組七段A抽汽溫度比額定值高101.7℃，＃2機組七段B抽汽溫度比額定值高110.4℃。抽汽溫度升高，會直接導致加熱器端差增大，效率降低。

表3 565MW負荷下各段抽汽溫度與THA工況額定抽汽溫度差值 ℃

4 處理措施

（1）重新校驗＃1，＃2機組各段抽汽壓力、抽汽溫度，高、低加水位，各加熱器疏水溫度。

（2）制訂試驗方案，重新測定＃1，＃2機組高、低加運行水位，保證所有的加熱器運行水位均處于正常范圍內(nèi)。

（3）經(jīng)分析認為，＃1，＃2機組各段抽汽溫度偏高的原因為＃1，＃2機組隔板汽封變形，引起級間漏汽增加，因此，應利用大修機會，對＃1，＃2機組隔板汽封進行檢查處理。

（4）利用停機機會，對＃1，＃2機組高、低加進行內(nèi)部檢查，確保水室內(nèi)部的分程隔板、水室包殼板或管子與管板連接處無泄漏。

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（本文責編：劉芳）

TK 264.9

：B

：1674-1951（2015）04-0036-03

黃太明（1978—），男，四川蒼溪人，工程師，從事發(fā)電廠鍋爐、汽輪機運行方面的工作（E-mail：huangtaiming＠163. com）。F＝13333.3N（M＝24N·m）；將有限元分析中的預緊力F設定為13333N，計算所得最大等效應力為258.84MPa，與理論計算值基本一致。若考慮預緊力系數(shù)，則螺栓安裝預緊力當取為F＝11594N，對應的螺栓擰緊扭矩約為M＝21N·m。

2014-05-13；

2015-03-02