330MW机组高压加热器下端差大原因分析及对策

330MW机组高压加热器下端差大原因分析及对策

潘子博刘建

国家能源集团准能集团矸石发电公司内蒙古鄂尔多斯市010300

摘要：端差是评定电厂高压加热器运行状况最直观的标准。端差的大小直接影响高压加热器的经济性。本文通过对国家能源集团准能集团矸石发电公司二期330MW亚临界机组高压加热器运行状况及存在问题进行了跟踪分析，找出了高压加热器端差增大的原因。并通过改变高压加热器水位，高压加热器下端差明显降低，提高了机组运行的经济性。并提出了降低高压加热器下端差解决措施及建议。并且，每年节约供电成本27.5万元，节能效果明显。

关键词：高压加热器；下端差；原因分析；对策

概述

国家能源集团准能集团矸石发电公司二期两台330MW机组为东方汽轮机厂设计的高中压合缸机组，型式为亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机。配置有三台高压加热器、一台除氧器、三台低压加热器。汽轮机的7级非调整抽汽。加热器是汽轮机回热系统重要设备，其给水加热性能可用上端差（又称出口端差）和下端差（又称入口端差）来表示。上端差是指加热器进汽压力对应的饱和温度和给水出口温度之差；下端差是指离开加热器壳侧的疏水出口温度和进入管侧的给水进口温度之差。如果高压加热器运行中的端差高于设计值较多，以及内部故障导致解列运行，对整个机组的热经济性影响很大。因此通过试验、分析、调整和制定措施，使端差接近设计值，对提高机组热力系统的经济性，具有十分重要的意义。

1高压加热器运行现状及存在的问题

根据＃4机组高压加热器性能试验数据报告，#4机组高低压加热器上、下端差都较设计值明显偏高，尤其是加热器下端差，#1、2号高压加热器比设计值高出8℃以上，#3高压加热器甚至超过20℃。从表1可以看出，下端差偏离设计值较大，加热器端差的存在虽然没有发生直接明显的热损失，但是增加了热交换的不可逆性，产生冷源损失降低了机组的热经济性。因此降低加热器端差对机组经济运行尤为重要。

2原因分析

2.1高压加热器泄漏、堵管

#4机组的#1、2、3高压加热器系统采用卧式布置，受热面采用U形管管板式，U形管总数为1550根。高压加热器从投产到现在的运行情况，#1高加未出现过泄露现象。#2高加堵管9根，#3高加堵管75根，堵管最严重。堵管率分别为0、0.5%、4.8%。我厂采用堵管的方法来解决加热器水管破裂的问题，当堵塞的管束过多时，就会造成传热面积减小而引起端差增大。

2.2高压加热器水位的影响

合理的基准水位运行是保证加热器性能的最基本条件，当水位降低到一定程度，疏水冷却段水封丧失，蒸汽和水一起进入疏水冷却段，疏水得不到有效冷却，致使加热器下端差增大。同时还会造成管路冲刷和排挤下一级加热器抽汽量，使高能级抽汽作为低能级抽汽使用，造成机组的经济性大幅度降低。最为严重的是疏水冷却段汽水两相流引起高压加热器振动造成高压加热器管束泄露，影响机组的安全运行，长期低水位运行造成高压加热器频繁泄露，需要解列堵管，加快了高压加热器使用寿命。当水位太高时，使蒸汽凝结放热的面积减小，表现为加热不足，端差也会上升。从高压加热器性能数据可以看出，＃4机组三台高加下端差设计值均为5.6℃，其疏水温度分别高于设计值，下端差增大值基本与疏水温度增大值对应，可判断为高压加热器运行时水位太低运行。虽然高压加热器水位按设计值运行，但由于高中压缸做功效率下降以及高压加热器内部蒸汽参数变化，设计水位已不能保证高压加热器的安全经济运行。

2.3高压加热器内部积存不凝结气体

加热器内不凝结气体积聚，会使传热恶化，端差上升。但随机组运行时间加长，排空气管道可能由于结垢等原因堵塞，造成排气不畅，影响高压加热汽换热效果，进而影响端差。

2.4高压加热器内部U型管结垢

由表2－2可以看出，＃4机组三台高压加热器从投运一直使用至今，高加内部管道结垢在所难免，污垢的存在使流体与换热面之间的传热热阻增大，从而减小了流体与壁面之间的换热系数，使传热状态恶化；其次，污垢占据一定的流通面积，在流量恒定的情况下，必然流体的平均流速增加。另外，污垢可能引起局部超温或过热，导致换热管的力学性能下降，严重时，会引起换热面局部腐蚀乃至关闭穿孔，影响整个换热设备的安全运行，影响高压加热器内部换热效果，造成端差增大。

2.5高压加热器进汽压力、温度偏高

由于高中压缸做功效率下降（2013年4月#4号机大修后热力试验报告中，＃4机高压缸效率为84.5%，中压缸效率91.7%），现在各段抽汽温度都高于设计值10～33℃左右，造成高加进汽温度偏高。同时由于进汽压力高，造成对应压力下的饱和温度升高，端差增大。

2.6运行工况变化造成端差增大

由于锅炉定排、泄漏、疏放水门不严或其它原因造成给水流量不正常增大。

2.7由于设计原因、制造工艺不良或高加内部缺陷造成端差大

从设计角度分析，换热面积设计不合理，可导致端差增大。

3采取的措施

通过以上原因分析，我们最有效最容易实现的就是进行高加水位调整试验。这也是目前所能进行的降低下端差的最有效途径，通过试验确定高加合理水位，使高加下端差下降。因此在2017年6月-11月对＃4机组#1、2、3高压加热器进行了水位调整试验。试验数据见表一、二、三高压加热器水位调整试验数据，水位变化对端差影响的计算结果见表四。

本次试验前提条件是机组负荷基本稳定，否则影响判断的准确性。本次试验只在＃1、＃2、#3高压加热器进行，考虑到高加运行的安全性，最高试验水位值不能超过高压加热器水位报警值。由表一、二、三可以看出，在机组负荷基本不变的情况下，随＃1、＃2加热器水位的上升，其疏水温度明显下降，而水侧出入口温度基本保持不变。从表四可以看出，＃1、#2高压加热器下端差大约下降6℃，＃3高压加热器下端差大约下降19℃。以上试验充分证实了目前高加运行水位的不合理性，也说明了造成高压加热器下端差增大的主要原因就是高压加热器运行水位值偏低。试验结束后，为保证高压加热器安全运行和兼顾高压加热器上端差的变化，我们已将＃1、＃2、#3高压加热器运行水位值调整为420mm、410mm和410mm。

通过高压加热器水位调整端差明显减小，尤其#3高压加热器下端差因疏水调整门内漏，运行水位调整不合理，运行时下端差达25.6℃。经过调整门检修及水位优化实验后，#3高压加热器下端差减小到6.5℃，减少了19.1℃。

4取得成果

根据参考文献[1]和[2]计算标准，＃1高压加热器下端差约下降6℃，#2高压加热器下端差约下降6℃，#3高压加热器下端差减小下降了19.1℃。总共可降低机组供电煤耗约0.34g/kw.h。按机组利用小时数6000h计算，可节约标准煤为：330000*6000*0.348=689.04（t）

按标准煤单价400元/吨计算，可节约供电成本为：

689.04*400=275616（元）=27.5万元

5建议

5.1在高压加热器投运时严格按照规定的温升率不大于1℃/min，控制进汽量，保持进汽压力在0.1-0.2MP暖30min.防止加热器热冲击。对堵管严重的加热器大修需要进行更换，我厂已确定更换计划。

5.2严格控制锅炉给水的PH值和含氧量，保证汽水品质合格。

5.3高压加热器进汽压力、温度偏高主要原因是高中压缸做功效率低下，主要手段是在汽轮机组大修时调整轴封间距，对汽轮机通流部分检查，并进行彻底解决。

5.4高压加热器排气管道在运行中已通过测温判断其未堵塞，但具体结垢情况是否影响不凝结气体排放，目前无监测手段，建议机组检修时进行检查，必要时更换。

5.5高压加热器进汽压力、温度测点是否准确，给准确掌握和控制加热器端差带来不便。利用机组停用期间对仪表、测点进行校对，保证加热器的进汽压力、温度在合理范围内运行。

5.6避免过负荷工况运行。过负荷时，加热器进汽量大，蒸汽在过热蒸汽冷却段中速度增大很多，激发局部管束振动，易造成局部管束疲劳损坏。

6结束语

高压加热器端差增大的原因较多，对机组经济性和安全性的影响很大，因此结合高压加热器的具体运行情况进行分析。我们所采取的措施主要是通过调整高压加热器运行水位来降低下端差，通过调整水位一项每年可节约标准煤689t，可节约供电成本27.5万元，节能效果显著。下一步继续对#3机组高压加热器进行水位试验，使高压加热器水位运行在合理范围内，必将大大提高机组的安全经济运行水平。找出其它因素引起高压加热器端差增大的原因，然后制定有效的对策，找到加热器最佳的运行方式。建议在机组检修时进行逐个排查和解决，最终使高压加热器端差达到或接近于设计值，提高机组运行的经济性和安全性。

参考文献：

[1]田勇.300MW火电机组节能对标指导手册[M]，中国电力出版社.2008

[2]李青，刘学冰，张兴营，何国亮.火电厂节能减排手册节能监督部分.北京：中国电力出版社，2014.