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引进型300MW机组高压加热器零水位调整与改进

发布时间：2011/3/5 阅读次数：3043 字体大小: 【小】【中】【大】

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6、高压加热器零水位的调整与改造

在具有疏水冷却段的高压加热器中，利用疏水液位在凝结段和疏水冷却段进口或加热器的疏水接管之间形成水封，当液位偏低使水封丧失，这就会造成蒸汽直接流入疏水管路或疏水冷却段，使过冷却的有效性降低，同时易引起管道腐蚀与振动。水封的丧失其实质是取消了疏水冷却段在加热器中的作用。由于加热器水位计上下连通管的流动速度不一样，在无冲击和摩擦损失下，因伯努利和动量转换效应关系（速度较低的蒸汽流有较高的压力），使测得的水位比加热器中实际的水位要高。因此，为了使高加安全可靠经济运行，通过试验找出合理的零（运行）水位是必要的。

因此，大坝发电厂组织有关人员对^#3、^#4机组高压加热器零水位进行了重新标定试验。

试验前，首先重新校对各加热器疏水和进水温度测点，然后由热工人员开票解除加热器水位高保护。在试验过程中，通过人为调整疏水调节阀，缓慢地使加热器水位升高，随时观察加热器疏水温度和疏水端差的变化，并密切注意就地水位计的水位和调节阀的流通能力及调节品质的稳定性，使疏水端差达到设计值后，在就地进行零水位标定，热工的保护、调节等测量筒的零水位也进行相应调整标定。现以^#3机组为例，试验分240MW和300MW两个工况，根据试验结果确定出最佳运行零水位，^#1、^#2、^#3高加零水位标高比改前分别提高0mm、0mm、170mm，见表1。

表1：重新标定前、后的压高加热器水位计零水位标高

项目	单位	^#1高加	^#2高加	^#3高加
改前零水位标高	mm	910	935	850
改后零水位标高	mm	910	935	1020
标高提高值	mm	0	0	+170

7、经济性及安全性分析

7．1试验结果

对^#3机组高压加热器零水位重新标定后的实际运行效果进行了试验，试验仍按240MW和300二个工况进行，试验时^#3机组高、低压加热器正常投入运行设备系统未做任何调整与隔离，试验数据汇总见表2。

表2：调整改造前、后试验数据汇总见表

项目		单位	240MW			300MW				改造后与设计差
项目		单位	改造前	改造后	变化量	设计值	改造前	改造后	变化量	改造后与设计差
^#1 高加	上端差	℃	-3.365	-2.093	1.272	-1.5	-1.300	-1.700	-0.400	-0.200
^#1 高加	下端差	℃	5.893	5.201	-0.692	5.6	6.992	6.857	-0.135	1.257
^#2 高加	上端差	℃	-1.411	-1.105	0.306	0	0.654	0.494	-0.160	0.494
^#2 高加	下端差	℃	5.917	5.741	-0.176	5.6	5.303	4.972	-0.331	-0.628
^#3 高加	上端差	℃	-2.103	-1.445	0.658	0	0.602	0.558	-0.344	0.558
^#3 高加	下端差	℃	18.926	8.111	-10.815	5.6	21.245	7.029	-14.216	1.429
给水温度		℃	265.156	267.677	2.521	278.8	278.993	281.772	2.779	2.972
^#1 高加	进汽压力	MPa	4.808	4.821	0.013	6.16	6.007	6.144	0.137	-0.016
	进汽温度	℃	387.896	388.207	0.311	388	399.409	402.051	2.642	14.051
	给水温升	℃	30.987	31.165	0.178	32.7	32.888	33.364	0.476	0.644
^#2 高加	进汽压力	MPa	2.830	2.890	0.070	3.73	3.594	3.614	0.02	-0.116
	进汽温度	℃	320.786	321.914	1.128	318	330.757	332.349	1.592	14.349
	给水温升	℃	37.018	35.966	-1.052	41.9	40.56	39.21	-1.350	-2.69
^#3 高加	进汽压力	MPa	1.362	1.341	-0.021	1.7	1.735	1.692	-0.043	-0.008
	进汽温度	℃	435.873	435.272	-0.601	437	445.741	444.798	-0.943	7.798
	给水温升	℃	30.875	33.266	2.391	29.9	30.187	35.661	5.474	5.761

7．2经济性及安全性分析

加热器疏水冷却段可以使疏水在进入下一级加热器前先被适当冷却，使其温度降低，减小疏水回流的不可逆损失，提高机组的经济性。加热器疏水端差的大小反映了疏水的冷却程度，对热经济性影响较大。

没有疏水冷却段时，疏水回流是从抽汽压力下的饱和状态流至较低压力的下一级加热器中，从热力学讲，它是一个节流过程，其结果使熵增加，产生作功能力损失。因此，疏水回流的不可逆损失，其实质是疏水回流产生的节流损失。疏水冷却是将抽汽压力下的饱和水沿等压线继续冷却为过冷水，然后才回流到较低压力的加热器中，这时疏水节流过程的熵增要小于饱和水节流所产生的熵增，这是水蒸汽性质所决定的，并在焓—熵图上可以明显看出，就是说，疏水端差的降低将降低疏水回流的节流损失，降低不可逆损失，因而经济性得到提高。对300MW试验数据进行计算，其结果见表3。

表3：^#3机组高加试验后降低标准煤耗汇总表

加热器项目	^#1加热器	^#2加热器	^#3加热器
疏水端差下降值（℃）	0.135	0.331	14.216
标准煤耗下降值（g/KW.h）	0.0092	0.0225	0.9667
给水温度上升值（℃）	2.779
标准煤耗下降值（g/KW.h）	0.3112
合计标准煤耗下降值（g/KW.h）	1.3096
年节约标准煤（T）	1964.4

注：^#3机组年运行小时按6000小时，平均负荷250MW（年发电量按15亿度）计算。

从表2、表3中可看出，对^#3机组高压加热器水位进行调整改造后,使各加热器疏水端差降低到5--8℃，^#3机组年发电量按15亿度计算时，年节约标准煤1964.4吨，若每吨标准煤按170元计，每年可节约资金33.3948万元人民币。

8、结论

8．1实施高压加热器零水位重新标定改造后，300MW工况时，^#1、^#2、^#3高压加热器疏水端差（下端差）比改造前分别下降0.135℃、0.331℃、14.216℃，达到了设计值。给水温度提高了2.779℃。

8．2改造后，^#1、^#2、^#3高压加热器运行平稳，疏水调节阀调节稳定，消除了疏水管道振动。不会再因机组负荷波动，迫使高压加热器解列的现象发生，改造至今没有发生高压加热器铜管泄漏，使加热器的安全可靠性得到了保障。

8．3从改造后的试验结果看，高压加热器上、下疏水端差均基本达到设计值，各加热器给水温升分布合理，减少了抽汽对下一级的排挤损失，提高了机组的热经济性。

参考文献：

1．卢亚娟高压加热器说明书上海电站辅机厂 1984年2月

2．大功率汽轮机组辅机学术年会论文集中国电机工程学会火电分会汽轮机专委会云南省电机工程学会 1999年9月

3．陈玉基火电厂节能工程师培训教材（上册）能源部节能司1992年2月

作者：陈祥宁夏大坝发电厂生技科（系统电话：986354286）

沈建龙宁夏大坝发电厂运行分场（系统电话：986354395）

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