1000 MW机组末两级低压加热器疏水不畅原因分析及处理

2019-01-22施力

山西电力 2018年6期

施力

（皖能铜陵发电有限公司，安徽铜陵 244000）

0 引言

低压加热器是汽轮发电机组热力系统中的重要设备。它充分利用了汽轮机抽汽加热凝结水时所释放的过热热量和汽化潜热，其目的是提高凝结水温度，从而提供机组热经济性[1]。

对于火电厂末级和次末级低压加热器，由于其抽汽压力小，疏水处于饱和水与饱和蒸汽临界点附近，运行参数变化对疏水状态影响大。在设计过程中，如因厂房位置所限造成管道走向变化大、急转弯多、疏水汇合点选择不合理等原因，极易造成疏水不畅、疏水管道振动[2]。

1 低压加热器疏水故障情况

皖能铜陵发电有限公司6号机组采用上海电气集团生产的汽轮发电机组，回热系统配置为双列高压加热器，1台除氧器，采用5台低压加热器，7号低压加热器疏水采用疏水泵，8号、9号低压加热器设置疏水冷却器。正常运行时8号、9号低压加热器疏水汇合后流入疏水冷却器，经疏水冷却器冷却后流入疏水立管最终到达凝汽器。若疏水不畅将导致低压加热器水位上升，低压加热器解列。图1为6号机组8号、9号低压加热器疏水图。

图1 低压加热器疏水示意图（mm）

自机组运行以来，6号机组末两级低压加热器存在以下问题。

a）6号机组末两级低压加热器疏水至疏水冷却器管道运行中管道振动。

b）6号机组末两级低压加热器疏水不畅。

c）末两级低压加热器运行中无法隔离（设计疏水冷却器汽侧和凝汽器通过管道相连，无阀门隔离）。末两级低压加热器退出运行后，导致前三级低压加热器长期过负荷运行，对加热器安全构成较大隐患，同时，末两级低压加热器退出运行，影响供电煤耗约2 g/（kW·h）。因此，末两级低压加热器对机组的安全、经济运行影响较大。

夏季运行9号低压加热器疏水温度缓慢上升，最高77℃（此时9号抽汽口温度61℃，说明8号低压加热器疏水倒流至9号低压加热器疏水管道造成疏水不畅），水位逐步上升至低压加热器满水位，8号、9号低压加热器解列。当背压下降后，低压加热器投运正常。因此，可确认9号低压加热器水位上升不是加热器钢管泄漏，是疏水不畅所致。

2 低压加热器疏水不畅原因分析

2.1 末两级低压加热器至疏水冷却器的汇合点位置设计不合理

忽略加热器壳侧压降，将加热器进汽压力作为疏水出口压力，从厂家提供的热力数据中选取50%、75%、100%额定出力工况THA（turbine heat acceptance）工况疏水的设计参数（压力为绝对压力），如表1所示。

表1 不同负荷下8号、9号低压加热器疏水压差

从设计参数可知，随着机组负荷增加，后两级低压加热器之间的差压增加[3]。在疏水冷却器入口处均为饱和水，根据负荷对应的压差，9号低压加热器疏水管道水位应该比8号低压加热器高2～4 m左右，一旦8号低压加热器疏水水位低于汇合点，则8号低压加热器疏水窜至9号低压加热器，导致9号低压加热器无法疏水。低压加热器解列前疏水温度上升至77℃，而抽汽温度只有64℃，证实9号低压加热器疏水不畅的原因应该为8号低压加热器疏水倒流所致。9号低压加热器水位上升至一定位置后（一般满水位5 h后），水位重力加上抽汽压力，9号低压加热器水位瞬间降至－40 mm。

2.2 疏水冷却器回疏水立管高度不够

将8号、9号低压加热器和疏水冷却器做为一个整体考虑，保证8号、9号低压加热器疏水管道有水位（高度差基本是8号、9号低压加热器的蒸汽压差）、疏水冷却器内保证满水位，避免水位低造成疏水冷却器汽水两相流，引起冷却器内热交换管振动，导致疏水冷却器换热管道磨损、泄漏[4]。

表2 不同负荷下凝汽器疏水立管标高计算

比对不同工况、不同负荷下的水位高度，发现凝汽器疏水立管入口标高过低无法保证8号低压加热器疏水管道内有水位，可能排挤9号低压加热器的疏水；同时疏水冷却器及疏水冷却器后疏水管道内可能存在汽水两相流，导致疏水不畅和冷却器内热交换管振动的问题。

2.3 疏水立管排汽管径过小

高负荷时，疏水流量明显增加，同时由于疏水冷却器回疏水立管高度不够，8号低压加热器无法建立起稳定水封，部分蒸汽经过8号低压加热器疏水冷却器直接窜入疏水立管，增加疏水立管热负荷。疏水冷却器排汽管道为φ89 mm×2.8 mm，高负荷时疏水、蒸汽过多，导致疏水立管内阻力增加，8号、9号低压加热器疏水不畅[5]。