1 000 MW超超临界机组高压加热器疏水端差调整研究

陈正飞，任宏伟，贺 莉

(神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁 葫芦岛 125222)

1 000 MW超超临界机组高压加热器疏水端差调整研究

陈正飞，任宏伟，贺 莉

(神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁 葫芦岛 125222)

在发电机组运行中降低加热器端差有利于提高机组热经济性和电厂节能运行。以神华国华绥中发电有限责任公司(绥电)二期工程1 000 MW超超临界机组为例，介绍高压加热器端差调整过程。

高压加热器;端差;上端差;下端差

加热蒸汽压力下的饱和蒸汽温度与加热器出水温度的差值称为上端差。加热器疏水温度与加热器进水温度的差值称为下端差。运行中要求加热器端差尽量减小，一般表面式加热器端差不超过3～7℃。目前国内设计的1 000 MW超超临界机组均配3台高压加热器，其上端差设计值分别为-1.7℃、0℃、0℃，下端差设计值均为5.6℃。

1 端差与机组经济性［1-2］

1.1 绥电1 000 MW机组高压加热器介绍

高压加热器 (高加)是火力发电厂回热系统中的重要设备，它是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，使其达到所要求的给水温度，从而提高电厂的热效率并保证机组出力，节省燃料，本机组高加采用2系列 (系列A和系列B)3级布置，每一系列单独设有大旁路系统，高加为U型管表面式换热器，每一系列有3台高加 (从锅炉的方向依次称为1号、2号、3号高加)及附件组成。即A系列JG-1550-1A高加，JG-1650-2A高加，JG-1300-3A高加和附件;B系列JG-150-1B高加，JG-1650-2B高加，JG-1300-3B高加和附件。1号、2号、3号高加加热汽源来自汽轮机的第1、2、3级抽汽。

高加解列保护条件:任1台高加高Ⅱ与高Ⅲ液位高开关量同时存在;或任1台高加水位 (模拟量综合值)达到高Ⅲ值 (1号高加+254 mm);或1列高加 (3台)进汽电动门全关;该列高加解列。

高加解列后机组保护:高加解列，机组给水流量减小当前流量的5%(停1列高加)，机组负荷按当前设置速率减至900 MW以下。如机组负荷＞1 000 MW，高调门迅速关小至950 MW负荷下的阀门开度 (加热器参数见表1)。

1.2 高加换热原理

过热蒸汽冷却段设在高加给水的出口部位。给水在此段被有较高过热度的抽汽加热，其出口湿度可达到高于或等于蒸汽侧饱和温度，改进了传热效果。用包壳板、套管和遮热板将过热蒸汽冷却段管子封闭，内设隔板使蒸汽以一定流速和方向流经传热面，使其达到良好传热效果，又避免过热蒸汽与管板、壳体等直接接触，降低热应力，同时还可使蒸汽保留有足够的过热度来保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，防止湿蒸汽冲蚀管子。带有过热段蒸汽冷却的高压加热器，可以充分利用加热蒸汽的过热度，使出水温度接近或超过该级抽汽压力下的饱和温度，上端差为负值，提高了热经济性。

表1 绥中发电有限责任公司1 000 MW机组高压加热器技术参数

该传热段的换热面积最大，蒸汽在凝结段通过凝结时放出的汽化潜热加热给水。加热蒸汽在过热蒸汽冷却段放热后在进入凝结段时仍有一定过热度，蒸汽从两侧沿整个管系向心流进蒸汽凝结段管束。不凝结气体由管束中心部位的排气管排出，排气管是沿整个凝结段设置，确保不凝结气体及时有效地排出高压加热器，以防止降低传热效果。

疏水冷却段端板与U型管采用开槽迷宫密封结构，保证疏冷段的密封性，防止饱和蒸汽进入疏冷段，以确保高加下端差达到要求，疏冷段密封性良好以保证疏冷段与下一级设备的压差不被破坏，以保证高加在多种运行工况下疏水能顺利排放(高压加热器结构如图1)。

图1 高压加热器结构图

1.3 1 000 MW机组高加疏水原理

高加正常疏水按压力高低逐级下导，1A高加正常疏水导入2A高加，2A高加正常疏水导入3A高加，3A高加正常疏水导入除氧器;1B高加正常疏水导入2B高加，2B高加正常疏水导入3B高加，3B高加正常疏水导入除氧器;1A/1B、2A/2B、3A/3B加热器事故疏水均导入凝汽器疏水扩容器，高加正常运行排汽分别至除氧器。

1.4 加热器端差与机组经济性

20世纪80年代，我国引进美国技术设计建造300 MW及以上容量机组后，大容量机组所配的1、2、3号高加的设计上端差均分别为 -1.7℃、0℃、0℃，下端差均为5.6℃。通过1 000 MW超超临界机组TMCR工况的数据计算得知:1号高加的设计上端差为-1.7℃是合适的，汽轮机一段抽汽的过热度已得到充分利用;2、3号高加的设计上端差可以降至-3.2℃、-2.7℃，能使汽轮机热耗率相应降低 1.72 kJ/kWh、2.32 kJ/kWh。从1 000 MW超超临界机组单列式与双列式高加的外形尺寸与结构来看，2、3号高加的设计上端差有条件降至0℃以下。由于三段抽汽的过热度比一段抽汽大得多，与1号高加相比，3号高加的设计上端差更有条件降低，至少可与1号高加同值，即-1.7℃，约使汽轮机热耗率降低1.46 kJ/kWh，1台1 000 MW机组年节省标准煤约300 t。

2 端差调整［3-5］

在一定负荷下，端差增加，表明因加热器管表面污脏或其中聚集空气以及水位控制不当，使传热条件恶化。因此有必要对加热器的端差进行调整，以改善其换热条件，提高效率。

2.1 上端差调整

由表1可知，2号高加总体最长，相应的管束也最长，过热蒸汽冷却段具有适当加长的条件，因而可适当增加2号高加过热蒸汽冷却的面积，以降低其设计上端差。3号高加较短，可适当增加长度(如长度与2号高加相同)，为延长管束创造条件，以便增加其过热蒸汽冷却段面积，并降低设计上端差。因此，国内制造厂家可以改进1 000 MW超超临界机组2、3号高压加热器设计，力求继续降低加热器的上端差。

2.2 下端差调整

卧式加热器中，疏水冷却段的入口在加热器正常水位以下，以防止凝结段未凝结的蒸汽进入疏水冷却段。疏水进入疏水冷却段后，由下向上掠过管束，由卧式加热器上下方向的中部，经疏水出口流出。由于正常水位的情况下，疏水也是要由下向上掠过管束排出的，而疏水排出口的位置一定。因此水位升高后会引起加热器上端差的增大，而下端差则由于疏水温度进一步降低而减小。因此，可以通过适当升高加热器运行水位的方式减小下端差。

3 绥电1 000 MW机组调整情况

试验过程中机组负荷保持1 000 MW。首先检查高加水位变送器及水位开关工作正常，保护投入正常，核对就地与DCS画面加热器水位正确一致。解除“1A(1B)高加水位高Ⅱ值 (+88 mm)开启相应事故疏水门”的自动条件，1A(1B)高加事故疏水门开启定值由手动设定值控制。

通过调整高加水位定值的方法，以5 mm/10 min的速度逐渐提高1A高加水位，调整水位定值时观察水位曲线，待水位调节稳定后进行下一次定值修改。期间观察相应一列高加出口给水温度及所调高加正常疏水温度变化趋势。当1A高加下端差达到设计值 (≤5.6℃)，且上端差无明显减低时，停止水位调整。试验过程中，加强监视下一级高加水位，应保持稳定。通过调整试验确定高加最佳水位。2列高加水位调整应尽量依次进行，整个试验过程中，高加水位高Ⅲ保护为投入状态。

调整时机组状态:机组负荷1 000 MW，主蒸汽温度595℃，主蒸汽压力25.1 MPa，再热蒸汽温度600℃，再热蒸汽压力4.51 MPa，给水流量3 058 t/h，机组真空高压侧 4.9 kPa，低压侧4.8 kPa。通过逐渐提升加热器水位，将加热器疏水端差调整至设计值，相应的加热器疏水门开度同时减小。水位调整试验过程中相应加热器汽侧压力、温度和给水出口温度均无明显变化，说明高加的上端差并未受到影响。

根据高压加热器设备结构、容积、换热管径、设计压力等数据推算，在水位提升70 mm后，高加1根换热管断裂，2根管口同时排水时，加热器满水的时间约为208 s，比原正常水位满水时间(220 s)仅少12 s，对机组的运行安全影响不大，但是对于提高高加的性能和寿命保护大有益处。

根据调整水位试验结果，修改加热器水位定值。水位定值修改原则为:保持原水位保护值不变，保护逻辑不变;水位修改后DCS显示加热器基准水位仍为“0”;加热器高Ⅲ对应水位不变;1A/1B高加的基准水位(“0”水位)/低Ⅰ/低Ⅱ/高Ⅰ/高Ⅱ值分别提升70 mm。即将原高加基准水位(“0”水位)/低Ⅰ/低Ⅱ/高Ⅰ/高Ⅱ/高Ⅲ值分别对应DCS水位变送器测量筒底沿为:460 mm/422 mm/397 mm/498 mm/548 mm/714 mm，改为高加基准水位(“0”水位)/低Ⅰ/低Ⅱ/高Ⅰ/高Ⅱ高Ⅲ值分别对应DCS水位变送器测量筒底沿为:530 mm/492 mm/467 mm/568 mm//618 mm/714 mm。

对2台机组4台高加水位修改后，疏水端差明显降低。根据性能试验数据得出结论，每台1号高加疏水端差降低1℃，机组热耗率降低0.028 kJ/kWh左右。每台加热器疏水端差减小约28℃，4台高加将降低热耗3.136 kJ/kWh。详细试验数据见表2，调整曲线见图2。

表2 绥电1 000 MW机组高加疏水端差调整过程记录数据

图2 高加水位调整曲线

4 结束语

在发电机组的实际运行中，端差的增加虽没有发生直接热损失，但是增加了热交换的不可逆性，产生了额外的冷源损失，降低了装置的热经济性。同时也造成疏水冷却段进汽对换热管造成的剧烈冲刷。因此降低加热器端差对机组热经济性的影响，对电厂节能与安全运行有很大的现实意义。

［1］ 黄树红.汽轮机原理 ［M］.北京:中国电力出版社.2008.

［2］ 张 磊，马明礼.汽轮机设备及运行［M］.北京:中国电力出版社.2008.

［3］ 张小桃，王爱军.加热器端差的热经济性在线计算和分析［J］.华北水利水电学院学报，2000，22(1):59-61.

［4］ 郑体宽.热工发电厂 ［M］.北京:水利电力出版社.1997.

［5］ 林万超.火电厂热系统节能理论［M］.西安:西安交通大学出版社.1994.

1 000 MW Supercritical Unit HP Heater Terminal Difference Adjustment

CHEN Zheng-fei，REN Hong-wei，HE Li
(Shenhua Guohua Suizhong Power Co.，Ltd，Huludao，Liaoning 125222，China)

In the actual operation of generators，reducing terminal difference of the heater is an important factor affecting the efficiency and auxiliary power.This article taking phase-two project of Suizhong 1 000 MW ultra supercritical unit for example，introduces the high pressure heater terminal temperature difference adjustment process.

High pressure heater;Terminal difference;Upper terminal temperature difference;Lower terminal temperature difference

TK264.9;TK229.2

A

1004-7913(2012)01-0011-03

陈正飞 (1977—)，男，大专，助工，主要从事电厂汽轮机技术管理工作。

2011-10-15)