600MW亚临界机组加热器端差大的原因分析

黄太明

（华电白音华金山发电有限公司，内蒙古 锡林郭勒 026200）

600MW亚临界机组加热器端差大的原因分析

黄太明

（华电白音华金山发电有限公司，内蒙古 锡林郭勒 026200）

华电白音华金山发电有限公司＃1，＃2汽轮机高、低压加热器上、下端差都较设计值明显偏高，最大端差偏离设计值13.94℃。采集了300，400和565MW 3个工况的参数进行分析，得出端差大的原因为加热器水位以及各段抽汽温度超标并提出了相应的处理措施。

加热器；热工测点；水位；抽汽温度

1 机组概况

华电白音华金山发电有限公司＃1，＃2汽轮机系哈尔滨汽轮机厂设计生产的ZKL600-16.7／538／538型亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机组。其主要技术参数为：额定功率，600MW；额定转速，3 000 r／min；新蒸汽压力，16.67MPa；新蒸汽温度，538℃；再热蒸汽温度，538℃；额定进汽量，1 798.72 t／h；排汽压力，11 kPa；保证热耗，7929.3 kJ／（kW·h）。

2 故障现象

该厂＃1，＃2汽轮机各配置有3台高压加热器（以下简称高加）、1台除氧器和3台低压加热器（以下简称低加），汽轮机的7级非调整抽汽分别供给高加、除氧器和低加。为便于分析，分别采集了300，400和565MW 3个工况的参数进行讨论。由厂级信息监控系统（SIS）采集的＃1，＃2机组运行统计数据（见表1、表2）可知，2台机组高、低加的上、下端差都较设计值明显偏高，最大端差偏离设计值13.94℃。

由表1可以看出：＃1机组＃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、下端差均为负值偏大。由表2可以看出：＃2机组＃3高加上端差以及＃5低加下端差为负值偏大，其余高、低加上、下端差均为正值偏大。

表1＃1机组SIS采集端差℃

端差负值偏大，说明加热器加热能力不足、出口水温低，同时会导致下一级加热器的下端差增大；端差正值偏大，说明加热器可能水位高或进汽参数高、进水温度低，热损失大。

表2＃2机组SIS采集端差℃

3 加热器端差偏差大的原因分析

从运行角度分析，系统运行参数、系统内控制仪表附件以及操作人员素质等因素均可影响疏水端差。

（1）压力表、温度计、液位计等系统仪表精度等级偏低或显示不准确；加热器系统内阀门密封不严，如事故疏水阀出现泄漏；正常疏水调节阀动作不灵敏，存在锈蚀等现象。

（2）水室内部的分程隔板、水室包壳板或管子与管板连接处出现泄漏，造成给水短路。

（3）加热器处于高水位运行，凝结水（给水）淹没部分换热管，无效换热面积增加，换热效率降低。

（4）加热器处于低水位运行，疏水口露出水面，饱和蒸汽与饱和水同时进入疏水管，形成汽、液两相流，增加疏水端差，严重时会造成疏水管道振动，影响机组运行安全。

（5）加热器内部脏堵、结垢等。

（6）抽汽压力、温度偏离设计值。

对以上原因进行排查。

（1）将SIS采集的数据与计算端差进行对比，除＃2机组＃1高加下端差与SIS采集值相差约2℃外，其余各端差的偏差均小于1℃，说明SIS采集的端差值是准确的。低加内部未实现分段加热，下端差不可能为负值，但＃2机组＃5低加端差为负值，应当是由进水温度、疏水温度测量不准引起的。

（2）水室内部分程隔板不严密，进、出水连通，也会导致加热器偏差大，但小修时对＃1高加解体检查，并未发现有漏点，因此还需要做进一步的检查。

3.1 加热器水位的影响

（1）高加外壳上标有运行中的正常水位值，高加实际运行中，＃1机组＃2高加水位已比厂家标准值20mm高125mm，比规定的＃2高加高Ⅱ水位定值88mm还高出37mm，略低于高Ⅲ定值。如果厂家标定的标准运行水位准确的话，那么＃1机组＃2高加运行中应有部分换热管处于疏水中，影响了加热器的效率，＃2高加上、下端差都应该比较大，而实际上只有＃2高加下端差较大，上端差基本为0。通过分析抽汽温度，发现＃1机组二段抽汽温度较低，一段抽汽温度较高，而在运行中还发现＃2高加给水温升较小（已作为＃1机组小修前影响机组运行效率的重要参数上报，目前还未解决），因此出现＃1，＃2高加下端差同时较大的现象。

（2）＃2机组＃1高加运行水位已比厂家标准值高120mm，比规定的＃1高加高Ⅱ水位定值88mm还高出32mm，略低于高Ⅲ定值。＃2机组＃1高加运行中应有部分换热管处于疏水中，影响了加热器的换热效率，出口水温降低、疏水温度升高。而＃2机组1段抽汽温度明显高于额定值，抵消了部分因＃1高加水位高、换热效率下降而导致的出水温度降低，集中体现为＃1高加下端差明显较大。

（3）因＃2机组＃1高加水位高引起＃1高加疏水温度高，因此导致＃2机组＃2高加上端差也增大。

（4）同上，＃1机组＃6低加运行水位超过标准水位60mm，高于高Ⅰ定值；＃2机组＃6低加运行水位超过标准水位50mm，达到高Ⅰ定值，均会引起加热器端差增大。

3.2 各段抽汽温度的影响

＃1，＃2机组565MW负荷下的各段抽汽温度与机组热耗保证（THA）工况额定抽汽温度的差值见表3，从表3可以看出：＃1，＃2机组各段抽汽中，除＃1机组二段抽汽温度略低于THA工况对应的额定抽汽温度外，其余各段抽汽温度均明显高于额定值，＃1机组七段A抽汽温度比额定值高101.7℃，＃2机组七段B抽汽温度比额定值高110.4℃。抽汽温度升高，会直接导致加热器端差增大，效率降低。

表3 565MW负荷下各段抽汽温度与THA工况额定抽汽温度差值 ℃

4 处理措施

（1）重新校验＃1，＃2机组各段抽汽压力、抽汽温度，高、低加水位，各加热器疏水温度。

（2）制订试验方案，重新测定＃1，＃2机组高、低加运行水位，保证所有的加热器运行水位均处于正常范围内。

（3）经分析认为，＃1，＃2机组各段抽汽温度偏高的原因为＃1，＃2机组隔板汽封变形，引起级间漏汽增加，因此，应利用大修机会，对＃1，＃2机组隔板汽封进行检查处理。

（4）利用停机机会，对＃1，＃2机组高、低加进行内部检查，确保水室内部的分程隔板、水室包壳板或管子与管板连接处无泄漏。

［1］黄树红.汽轮机原理［M］.北京：中国电力出版社，2008.

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（本文责编：刘芳）

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：1674-1951（2015）04-0036-03

黄太明（1978—），男，四川苍溪人，工程师，从事发电厂锅炉、汽轮机运行方面的工作（E-mail：huangtaiming＠163. com）。F＝13333.3N（M＝24N·m）；将有限元分析中的预紧力F设定为13333N，计算所得最大等效应力为258.84MPa，与理论计算值基本一致。若考虑预紧力系数，则螺栓安装预紧力当取为F＝11594N，对应的螺栓拧紧扭矩约为M＝21N·m。

2014-05-13；

2015-03-02