高压加热器疏水端差偏大原因分析及应对策略

王继伟,刘瑞梅

(哈尔滨锅炉厂有限责任公司,黑龙江 哈尔滨 150046)

1 概 述

高压加热器是发电机组给水回热系统的重要设备,是利用汽轮机抽汽加热锅炉(核岛为蒸汽发生器)给水的重要装置,可以提高锅炉给水温度,降低机组能耗,从而提高机组热效率,保证机组安全、高效运行。汽轮机回热系统见图1所示。

衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等,其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。以卧式高压加热器为例,目前国内生产的300 MW～1000 MW发电机组,在汽轮机热平衡图中高压加热器设计疏水端差均为5.6℃,国内某些已投运的高压加热器,实际运行时的疏水端差较设计端差偏大。卧式高压加热器结构简图见图2。

图1 汽轮机回热系统示意图

图2 卧式高压加热器结构简图

2 疏水端差偏大的危害

高压加热器的疏水是由高压到低压逐级自流的,本级高压加热器的疏水将影响下一级设备的热交换状态及效率,如果在高压加热器系统中,某一级高压加热器疏水端差偏高,将会导致汽轮机回热疏水端差量的再分配,从而使得汽轮机通流系统各级负荷重新分配,引起换热面推力的变化,同时汽轮机各运行参数偏离了设计值,造成了汽轮机内效率下降,发电机组汽耗、煤耗均会增加,导致机组热效率降低,直接影响机组经济性;同时,因汽轮机回热系统内汽量重新分配,导致高压加热器系统内各级设备运行工况参数均偏离设计参数,长期运行,将会影响机组安全性。

3 疏水端差偏大的原因

3.1 从设计角度分析,换热面积设计不合理,可导致疏水端差偏大。若高压加热器总换热面积偏小,导致本级高压加热器给水出口温度降低,即:进入下级高压加热器给水温度降低,如下级高压加热器疏水出口温度不变,则导致该高压加热器疏水端差偏大;若高压加热器总换热面积满足设计要求,但疏水冷却段换热面积布置偏小,则使高压加热器内蒸汽凝结后的饱和水未经充分冷却即排出设备,疏水温度升高,本级高压加热器疏水端差偏大。

3.2 从制造角度分析,蒸汽入口套管与过热段包壳板、过热段包壳板与隔板、疏水段包壳板与隔板等连接部位焊接接头有漏焊或焊接缺陷,造成蒸汽或疏水发生局部泄漏,疏水流动短路亦可造成疏水端差偏大。经多次现场调研发现,以疏水段焊接接头的漏焊或开裂缺陷对疏水端差数值的影响尤为显著。

3.3 从运行角度分析,系统运行参数、系统内控制仪表附件以及操作人员素质等因素均可影响疏水端差数值,主要表现在以下几个方面:

(1)压力表、温度计、液位计等系统仪表精度等级偏低或显示不准确;高压加热器系统内阀门密封不严,例如:危急疏水调节阀出现泄漏;正常疏水调节阀动作不灵敏,发生锈蚀等现象。

(2)水室内部的分程隔板、水室包壳板或管子与管板连接处出现泄漏,造成给水短路。

(3)高压加热器处于高水位运行,造成凝结水淹没部分换热管,无效换热面积增加,换热效率降低;高压加热器处于低水位运行,导致疏水冷却段进水口露出水面,“虹吸作用”丧失,饱和蒸汽与饱和水同时进入疏水冷却段,最终由疏水出口进入疏水管道,造成汽液两相流体,会冲蚀设备及管道,不但破坏高压加热器系统换热平衡,增大疏水端差,严重时会造成疏水管道减薄和振动,危害机组运行安全。

(4)汽轮机组及回热系统内其他换热设备未正常运行,造成高压加热器系统运行参数偏离设计值过大。

4 应对策略

4.1 在高压加热器设计阶段,根据汽轮机热平衡图进行精确计算,适当增加换热面积,合理选取高压加热器总换热面积,科学计算与布置各段(过热蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段)换热面积,满足高压加热器给水温升、给水端差、疏水端差和各段压力损失等性能要求,从而提高机组运行效率。

4.2 在高压加热器制造阶段,严格控制重点部位和重要部件的加工精度及焊接质量,并按相关标准要求进行无损检测。

4.3 在高压加热器安装、使用、检修阶段,需进行如下工作:

在设备投运初期:依据高压加热器设计部门提供的水位控制图标注的水位,对各台高压加热器单独进行水位调整试验,以确定该台高压加热器的合理运行水位——正常水位及各个高、低报警、保护水位高度。

(1)试验原因:尽管高压加热器在制造完工出厂前都表明正常水位位置,但是水位取样的上下接口处在不同的位置,在伯努利动量效应作用下,不同的流速会产生不同的静压,使上下取样口之间产生一个静压差,仪表显示的水位高于设备内部的真实水位。由于设备内部各处介质流速无法精确计算,因此,只能通过投运后进行水位调整试验,确定合理的运行水位。

(2)确定原则:在水位调整试验过程中,要使给水出口温度基本不降低,将水位提高至一定高度后,监测并记录疏水端差的变化情况。

(3)试验过程:试验期间保持机组在设计工况下运行,负荷基本不变。试验全过程需汽机运行、热工控制及其他专业相关人参与,由专人统一指挥调度,同时解除高压加热器自动水位监控系统,由人工监控高压加热器运行。专人负责记录给水进出口温度、疏水出口温度、进汽压力、疏水调节阀开度及水位计读数等各项参数。

试验开始后,首先将正常疏水调节阀开度缓慢关小,水位缓慢升高,每次升高水位20～30 mm,然后保持稳定约15 min,按要求记录各项运行参数。试验需分若干次操作并记录,直至该台高压加热器的给水出口温度开始呈现下降趋势时为止,即该水位已开始淹没部分凝结段换热管,此时应结束调试并恢复正常运行。因此时水位接近于高水位,故不会危急高压加热器安全。

4.4 在设备运行期间,需加强对仪表、设备等使用情况的检测。

(1)检查压力表、温度计、液位计等系统仪表准确性及灵敏度,对有问题设备进行校正或更换。

(2)检查给水入口三通阀、出口闸阀、疏水调节阀、危急疏水调节阀等系统所有阀门的灵敏度,锈蚀程度及密封性。若存在缺陷,需及时检修改进,确保高压加热器系统无漏流短路。

(3)排除系统内的设备因素的影响后,可按照常规的热态试验内容,对高压加热器进行水位调节试验。试验按高压加热器疏水端差由大到小的顺序逐步进行。经过水位调整试验后,若疏水端差减小,则可以适当提高正常水位位置,具体位置根据试验数据确定,必要时可请高压加热器设计单位协助确定最佳水位。

(4)水位调整试验结束后,应及时按操作规程要求,恢复高压加热器系统的正常运行。

4.5 设备检修期间,应打开水室人孔,检查水室内分程隔板的密封性,检查水室内包壳板是否有焊缝开裂及分程隔板变形等缺陷,如发现有缺陷应及时进行修复。同时,按相关规程要求检修管端泄漏。如有必要,可采用内窥镜进行目视检查。

5 结束语

针对高压加热器疏水端差偏大的影响因素,建议各设计、制造单位及发电企业应从高压加热器本体、高压加热器系统和运行维护各方面进行严格管理,加强检查与维护的力度,从而提高机组的经济效益。

[1]蔡锡琮.高压给水加热器[M].北京:水利电力出版社.1995.

[2]美国热交换器协会HEI给水加热器标准[S].

[3]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册[M].北京:机械工业出版社.2004.