1000MW汽轮机高加水位调整试验与端差优化

1000MW汽轮机高加水位调整试验与端差优化

温翔宇1王宁国1李洪山2陈盛磊1雷俊容3

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摘要：针对1000MW超超临界燃煤火力发电机组的高压加热器，开展水位调整试验，分析高加水位对高加换热效率和机组煤耗的影响规律，优化高加水位和机组运行。结果表明负荷大于750MW的高负荷下，2号高加的下端差偏大；负荷小于600MW的低负荷下，3号高加的下端差偏大。基于水位优化调整试验，1、2和3号高加的最佳水位分别为90mm、80mm和40mm。高加水位优化改造后，每年产生经济效益约609.64万元/台，其中1号高加水位调整对经济性的影响最大，3号高加水位调整对安全性的影响最大。

关键词：火力发电机组；高压加热器；水位调整；疏水温度；下端差

1引言

高压加热器（简称高加）是燃煤火力发电机组回热抽汽系统的重要设备[1-4]。高加水位调整不当、结垢、泄漏或混入不凝结气体等原因，导致上、下端差偏大，高加换热效率降低[2-4]。机组负荷快速变动时，高加水位大幅波动，可能会出现水击，导致整列高加有撤出的风险，影响机组安全运行。

本研究拟针对1000MW超超临界燃煤火力发电机组的高压加热器，开展水位调整试验，分析高加水位对高加换热效率和机组煤耗的影响规律，优化高加水位和机组运行。本文的分析有助于了解高加安全、经济运行的规律，通过调节高加水位和优化设备性能，降低高加上、下端差，提高机组运行安全性和经济性。

2系统结构与问题

高加采用依靠压差逐级自流方式正常疏水，由1号高加流入2号高加，2号高加流入3号高加，3号高加流入除氧器。高加中蒸汽的等压冷却过程包括过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段。给水被加热的过程为等压加热过程，给水温度从THPin被加热到THPout。

下端差或疏水端差ΔTL定义为ΔTL=THPdrainTHPin。THPdrain为疏水温度，THPin为高加入口给水温度。1~3号高加的下端差设计值均为5.6℃。

基于1000MW超超临界机组在2017年6月5日和6月6日两天的运行数据进行计算分析，计算取值以15min为最小时间间隔，机组负荷为450~1000MW，平均负荷为653.06MW。

图1示出1号和2号高加的下端差TL1和TL2均随负荷增加而单调增大，3号高加的下端差TL3随负荷增加而单调降低。负荷大于750MW的高负荷下，TL2为30~41℃，远大于设计值5.6℃。负荷小于600MW的低负荷下，TL3为20~25℃，大于设计值5.6℃，且远大于TL1和TL2。

图11~3号高加下端差随负荷的变化关系

3水位调整试验

根据煤耗评估的经验公式，给水温度提升1℃，降低供电煤耗0.09g/kWh。降低1、2、3号高加的下端差1℃，分别降低机组供电煤耗0.071、0.055和0.019g/kWh。

表1示出负荷830MW时，2号高加最佳水位为80mm，最多降低供电煤耗1.225g/kWh。表2示出负荷500MW时，1号高加最佳水位约为90mm，最多降低供电煤耗1.3334g/kWh。表3示出负荷500MW时，3号高加最佳水位为40mm，最多降低供电煤耗0.1164g/kWh。3号高加的水位调整主要考虑其运行的安全性。继续提高水位，下端差下降不明显，带来一定的安全风险。继续降低水位，导致水位过低，3号高加的就地水击现象明显。

5结论

针对1000MW汽轮机的高压加热器，开展水位调节试验，分析高加水位对高加换热效率和机组煤耗的影响规律，优化高加水位和机组运行。结果表明：

（1）负荷大于750MW的高负荷下，2号高加的下端差为30~41℃，远大于设计值。负荷小于600MW的低负荷下，3号高加的下端差为20~25℃，远大于设计值。

（2）基于水位优化调整试验，1、2和3号高加的最佳水位分别为90mm、80mm和40mm。

（3）高加水位优化改造后，每年产生经济效益为609.64万元，其中1号高加水位调整对经济性的影响最大，3号高加水位调整对安全性的影响最大。

参考文献

[1]朱建平.高压加热器泄漏分析及端差偏大对机组经济性的影响[J].机电信息,2012,(30):44-45.

[2]庞乐,郭佳雷,邴汉昆.高压加热器最佳运行水位的确定方法研究[J].发电技术,2014,35(3):14-17.

[3]陈正飞,任宏伟,贺莉.1000MW超超临界机组高压加热器疏水端差调整研究[J].东北电力技术,2012,(1):11-13,16.

[4]吴豪,张路,包海斌,赵思嘉,赵俊杰.高压加热器的上端差和疏水端差分析与优化[J].工程技术,2016,4(10):299-300.