1 000MW超超临界机组回热系统加热器运行经济性分析

靖长财，张伟，刘四海

（1.神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京 100025；2.神华绥中发电有限责任公司，辽宁 绥中 125222；3.神华浙江国华浙能发电有限公司，浙江 宁波 315612）

0 概 述

机组回热系统利用汽轮机抽汽加热锅炉给水和凝结水，可提高电厂热效率，节省燃料，并有助于机组安全运行。高压加热器和低压加热器（低加）是回热系统的重要组成部分，描述加热器性能的主要指标是加热器的上下端差和温升，加热器自身及运行缺陷均会反映在加热器的端差和温升上。通常情况下，电厂也将加热器的上下端差和温升作为小指标考核的重要内容。一般而言，上端差对机组经济性的影响大于下端差的影响，1号高压加热器（高加）的上端差对机组经济性的影响最大，约为其它加热器的两倍。1号高加上端差的每度变化对机组经济性的影响约为0.024%，即0.08g／kW·h。

大多数1 000MW机组的高加为2×50%双列配置，少数机组的高加为单列配置。从整个机组运行的经济性和可靠性分析，双列高加比单列高加更有优越性。高加的设置是为了降低汽轮机的热耗和有利于锅炉的可靠运行。一旦高加解列，将增加汽机热耗和影响锅炉的运行。简化高加系统，更有利于运行，现高加一般采用大旁路系统。如采用单列布置，一旦高加发生事故，整个高加系列将解列。此时锅炉进水温度将大约从294.4℃降低到189.6℃，降低了104.8℃，这对锅炉的工况影响很大。如采用双列高加，若某列高加发生事故，可将故障高加解列，还有另一列高加继续运行，其锅炉进口水温度将降为244.1℃，仅下降了51.3℃。根据大型机组高加出力对机组热耗的影响研究，高加出口温度下降1℃ ，将使汽机热耗上升2kJ／kw·h左右。

实际生产中，运行人员对加热器水位偏高都很重视，因为加热器高水位运行可能引起汽轮机进水事故，且因部分管束被淹，有效传热面积减少，使加热器性能下降，给水温度降低，运行经济性降低。运行人员往往过多的从安全角度考虑，水位一定不能高，尽量在低水位运行。在机组运行中常存在高、低压加热器运行水位偏低的情况，很多运行人员没有认识到高、低加水位合理的重要性，且部分机组高、低加正常水位的定值就不是很合理。高、低加低水位运行的危害，不但使高品位蒸汽从上一级串入下级加热器，运行的经济性将降低，且使疏水段的水中带汽，使加热器管束受高速汽流冲刷，疏水段水中带汽造成疏水管系振动和冲刷等。现对国华电力所属的宁海B厂、绥中B厂1 000MW机组高、低压加热器运行经济性进行评估，分析其是否达到设计值，并提出针对性的技术措施措施和建议。

1 宁海B厂加热器运行经济性分析

根据统计和计算，宁海B厂1 000MW超超临界机组，加热器上、下端差变化10℃时对机组经济性的影响量分别见表1、表2。从表1、表2中可知，上端差比下端差对机组经济性影响要大。

表1 宁海B厂1 000 MW超超临界机组加热器上端差对机组经济性影响

表2 宁海B厂1 000 MW超超临界机组加热器下端差对机组经济性影响

表3、表4给出了5号和6号机组各加热器的实际运行数据。从表3、表4可知，宁海B厂5号和6号机组各加热器上端差正常，说明加热器换热性能良好。运行数据显示个别加热器下端差偏大，说明运行水位偏低。通过对5号机组的5号低加水位进行了调整，水位从－22mm上调至14.6mm，疏水端差由8.5℃降至6.6℃，说明设备状况良好，运行中可适当调高水位，将疏水端差控制在合理范围内。据核算，回热系统对机组经济性的负面影响不足0.5g／kW·h。

表3 宁海B厂5号机组1 000 MW工况加热器数据

表4 宁海B厂6号机组1 000 MW工况加热器数据

2 绥中B厂加热器运行经济性分析

根据统计和计算，在绥中B厂1 000MW超超临界机组中，加热器上、下端差变化10℃时对机组经济性的影响量分别见表5、表6，由数据分析可知，加热器上端差影响比下端差要大。

表5 绥中B厂1 000 MW超超临界机组加热器上端差对机组经济性影响

表6 绥中B厂1 000 MW超超临界机组加热器下端差对机组经济性影响

表7、表8给出了3号和4号机组各加热器的实际运行数据。由表7、表8可知，绥中B厂3号和4号机组各加热器的上端差正常，说明设备换热性能良好。加热器下端差也较好，仅个别加热器端差偏大，运行中应注意调整。据核算，回热系统对机组经济性的负面影响不足0.5g／kW·h。

表7 绥中B厂3号机组1000MW试验工况加热器数据

表8 绥中B厂4号机组1 000 MW试验工况加热器数据

3 1 000 MW机组加热器运行经济性评估及改进建议

通过宁海、绥中1 000MW机组高、低压加热器运行经济性指标分析，即加热器的实际上、下端差，温升与设计值进行对比分析，可知1 000MW机组高、低加热器性能基本达到了设计值，但在运行中应强调精细管理，还有部分加热器稍偏离设计值，说明还有改善和提升的节能空间。为此，特提出一些针对性技术措施。

（1）加热器水位调整准备工作。机组负荷1 000 MW保持稳定（确保抽汽参数达到额定），检查校核水位监测装置，相关保护正确、可靠。试验时，解除高加“水位达高Ⅱ值开启事故疏水门”的自动联锁条件。

（2）疏水端差调整试验方法。通过调整高加水位定值的方法，以5mm／10min的速度逐级分段提高高加水位，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。两列高加水位调整应依次进行，整个试验过程中，高加水位高Ⅲ保护为投入状态。

（3）加热器热控水位定值调整。根据调整水位试验结果，修改相应高压加热器水位定值，以达到提升运行水位的目的。水位定值修改原则为保持原水位的保护值不变，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；对高加的基准水位（“0”水位）／低Ⅰ／低Ⅱ／高Ⅰ／高Ⅱ值分别提升试验确定值。

4 结 语

在发电机组的实际运行中，经过经济性分析和评估，高加、低加端差对机组经济性影响不足0.5 g／kW·h。如加热器下端差不符合要求，将使疏水冷却段的进汽对换热管造成的剧烈冲刷，因此必须认真分析和仔细调整加热器水位，以控制加热器的端差。同时，建议设计单位对加热器水位零位设定也要认真研究和分析，减少加热器端差对机组热经济性的影响。