600MW亚临界机组高压加热器端差问题分析与研究

杨乐乐

摘 要：目前，高参数大容量的火电机组大多采用7～8级的给水回热循环以提高机组的循环热效率，高压加热器作为回热循环的重要组成部分，其运行工况关系着整台机组的经济性，因此高压加热器的在运行中存在的问题也逐渐受到重视。机组随着投产时间的增长逐渐老化，高压加热器在运行过程中端差大、温升小、内部泄露及安全运行等问题会日渐凸显，影响机组的经济性和安全性。本文将针对600MW亚临界空冷机组高压加热器的端差问题进行分析和研究。

关键词：亚临界空冷机组 高压加热器 端差问题

中图分类号：TK263 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2018）07（b）-0018-02

国华锦界能源有限责任公司（简称“国华锦能”）一、二期4台汽轮机组均为上海汽轮发电机有限公司生产的N600-16.7/537/537型汽轮机，该汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，机组配置了由上海动力设备有限公司生产的3台管板-U形管束卧式高压加热器（简称“高加”），内置三段式表面换热器，#1高加汽源为高压缸第6级后的一段抽汽，#2高加汽源为冷再来的二段抽汽。

1 高加运行存在的问题

1.1 高加疏水端差“两极化”

国华锦能四台机组高加在在运行过程中存在不同程度的疏水端差两极化问题，在满负荷600MW工况下，3号机组#1、#3高加的疏水端差分别达到13℃和11.7℃，远高于设计值5.6℃，而#2高加的疏水端差却只有3.5℃，3台高加的疏水端差向着不同的方向偏离设计值。

1.2 #2高加给水端差大、温升小

在表2中可以看到，#2高加在满负荷600MW时，#2高加入口给水温度为219.7℃，设计值为220℃，但给水端差为2.96℃，高加出口温度低于高加壳侧进口蒸汽压力下的饱和温度，高加蒸汽冷却段转变为蒸汽凝结段，可见#2高加内部总的换热量已明显低于设计值。据资料介绍：在机组满负荷时，若抽汽压力大于等于1.034MPa，同时离开蒸汽冷却段时还有42℃的富余过热度，并保證过热段内壁是干燥的，而蒸汽在过热段内流动阻力又小于等于0.034MPa，同时在设计时加热器的给水端差在-1.7℃～0℃，满足上述条件，蒸汽过热段的设置才是合理的[1]。

同时，在满负荷时，#2高加的给水温升为26.5℃，在325MW负荷时，#2高加的给水温升仅有21.1℃，与#1、#3高加给水温升偏差很大，#2高加给水温升明显低于设计值。

2 影响高加端差的因素

2.1 高加内部积存不凝结气体

抽汽在高加内部不断凝结的过程中，不凝结气体不断析出，在正常运行中，不凝结气体会通过运行排气管排放至除氧器，但随着机组运行时间加长，排空气管道可能由于结垢等原因堵塞，造成排气不畅，不凝结气体不断积聚，导致传热恶化，高加换热效率降低，进而使得高加端差增大。

2.2 高加内部管道结垢

高加内部管道在长期运行过程中难免积盐、结垢，如果高加汽、水侧管道不进行化学清洗，必然使得传热系数降低，影响高加的换热效果，造成端差增大。

2.3 高加水位的过低

高加在“基准”水位运行是保证加热器性能的最基本条件，“基准”水位在设计上是高于加热器疏水冷却段的进水口的，当水位降低到一定水位时，疏水冷却段水封丧失，蒸汽和水一起进入疏水冷却段，并进入下一级高加，出现汽水混流，致使加热器疏水端差急剧增大。

2.4 高加抽汽压力、温度偏离设计值

抽汽压力和温度偏离设计值，抽汽压力偏高的高加会排挤上一级疏水，致使上级高加抽汽量减少，疏水不畅，各台高加的运行工况偏离设计值，高加端差必然受到影响。

2.5 汽水品质差

亚临界汽包炉的汽水品质要求低，给水含盐、溶氧偏高。另外，空冷机组背压波动大，主汽压力和汽包水位也会随背压而波动，使得蒸汽携带的盐类等杂质增加，高加在长期运行过程中汽水侧管束表面均会积盐、结垢，管子表面会形成以氧化铁为主的积盐，影响换热效果，增加抽汽压损，降低高加效率，使高加出口给水温度降低[2]。

3 高加运行工况分析

3号机组#1、#3高加在满负荷工况运行过程中，疏水端差分别达到13℃和11.7℃，严重高于设计值，而疏水端差大于11.1℃时，高加液位可能过低，使高加疏水冷却段吸水口露出水面，蒸汽进入疏水冷却段，疏水段极有可能出现汽水混流，这将破坏使疏水流经该段的虹吸作用。汽水混流一方面使得高能级蒸汽作为低能级蒸汽使用，降低了汽轮机效率；另一方面还会造成疏水端差的上升，同时汽水混流会对高加疏水冷却段管束有冲蚀危害，导致管束损坏，降低高加寿命。针对高加水位过低造成高加疏水端差大，华电蒙能包头分公司对600MW机组该型号高加进行水位优化试验，根据试验确定#1、#2、#3高加最佳水位（DCS显示值）分别为500mm、560mm、550mm[3]。3号机组同样对#1、#3高加的水位控制进行优化试验，通过试验证明，随着高加水位的调高，疏水端差有明显的下降趋势，将#1、#3高加的水位分别提高40mm、60mm，其疏水端差可以降至10℃以内。

3号机组的高加在正常运行中，不仅存在疏水端差大的问题，同时还存在#2高加温升小、给水端差偏大、疏水端差异常偏小等问题，下面将以3号机组为例，对高加系统进行热力计算，分析研究#2高加的问题根源。

忽略高加运行排气量，换热效率取0.98，进行热力计算，数据计算3台高加的抽汽量和疏水量。在设计上，#2高加的换热面积和抽汽量时最大的，但在实际运行过程中#2高加的抽汽量减少了1/3，#3高加的抽汽量增加了一倍，已经偏离设计工况，从正常疏水调门的开度也能够证实这一情况。对比高加的设计参数，三段抽汽过高的压力会导致#3高加过负荷运行，强化本级疏水的虹吸效应，更加容易出现汽水混流，同时导致#2高加疏水不畅，排挤#2高加的抽汽，二段抽汽量减少，汽侧蒸汽释放的热量不足，这也是造成#2高加疏水端差小、温升小的根本原因。

4 结语

（1）高加抽汽压力偏差大和水位控制过低是导致高加疏水端差大的主要因素，在实际运行过程中，要根据实际情况调整高加的水位，保证基准水位，防止出现汽水混流的现象。

（2）在满负荷工况时，三段抽汽的蒸汽焓值为3417.4kJ/kg，二段抽汽的蒸汽焓值为3071.4kJ/kg，高能级抽汽量增加，低能级抽汽量减少，必然导致机组经济性的降低。

（3）#3高加在设计上壳侧与管侧换热温差最大，运行工况最危险，三抽抽汽压力偏高导致#3高加长期超负荷运行，随着机组投产时间的延长，高加泄露的风险会越来越高，危及机组的安全运行，高加检修需要机组停运一周以上，必然也会造成巨大的经济损失，所以，在计划检修期间应进行探伤检查，及时排查高加内部管束、隔板是否存在裂纹等隐患。

（4）高加的给水端差在运行过程中应该加强监视，如果出现给水端差异常增大的情况要引起重视，高加内部可能出现水侧短路的情况，水侧隔板有裂纹是高加比较常见的故障。

综上所述，对三段抽汽进行改造以降低其压力不仅可以提高机组经济性，同时还可以延长高加的运行寿命，保证机组的长期稳定运行。

参考文献

[1] 任象清.加热器设计中若干问题的探讨[J].电站辅机，1990（1）：63-66.

[2] 张晓丽.200MW机组高压加热器端差大原因分析及预防措施[J].东北电力技术，2014（2）：61-62.

[3] 赵则飞.600MW汽轮机高压加热器水位运行优化[J].内蒙古电力技术，2017，35（3）：54-60.