330MW机组高加基准水位纠偏及效果分析

郑展友，刘通

(湛江电力有限公司，广东 湛江524099)

湛江电力有限公司1 号机组为东方汽轮机有限公司(以下简称东汽)生产的N330—16.7/537/537—3(合缸)亚临界中间再热、两缸两排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机回热系统主要包括1 台除氧器、3 台高压加热器(以下简称高加)及4 台低压加热器〔1〕;其中，3 台高压加热均为东方锅炉股份有限公司配套设备，抽汽为非调整式，1 号机组高压加热器上、下端差长期以来偏离设计，严重影响回热系统经济效率。本文主要介绍湛江电力有限公司1 号机组通过进行水位调整试验，找到每台高加端差与水位变化曲线的拐点，然后对每台高加进行基准零点纠偏，从而降低高加运行端差值，达到提高回热系统及汽轮机的工作效率，降低机组煤耗的目的。

1 高加基准水位偏差原因分析

湛江电力有限公司1 号机组高压加热器基准水位定位如图1 所示〔2〕，根据厂家说明书要求就地机械零位线在高加壳体中心线下630 mm 处，正常水位0±60 mm;虽然高压加热器在正常水位运行，但高压加热器上、下端差严重偏离设计值(见表1)。

图1 厂家提供基准零位线图

通常而言，高压加热器在“基准”水位运行是保证加热器性能的基本条件〔3〕。但如果基准水位定位偏差，将影响高加运行的经济性。而造成高加基准水位偏差的主要原因:一是厂家提供的高加基准水位存在经济运行偏差;二是安装过程中，在确定高加就地基准水位零位时，存在测量误差;三是热控人员在安装远程控制水位测量装置时主要以就地机械水位计零位为基准，若机械水位计零位偏差或在安装过程测量存在偏差均会引起基准水位不准。

表1 高压加热器基准水位零位纠偏前端差值 ℃

2 高加基准水位零位纠偏及效果分析

2.1 高加基准水位零位纠偏前水位调整试验

高加水位调整试验主要是在机组维持额定负荷运行，然后通过逐台降低加热器水位至低水位值，再每次将高压加热器水位调高10 mm 后稳定运行10～20 min，并记录抽汽压力、抽汽温度、加热器进、出水温度、疏水温度、加热器水位等参数的方法进行分段试验〔4〕。然后根据试验数据描绘出高加端差随水位变化的曲线，找出端差拐点值，其中，各高加的试验结果如下:

1)3号高加水位调整试验情况。3 号高加水位调整试验端差与水位变化曲线如图2 所示。从图2 可以看出，试验开始前3 号高加上端差(即给水端差)和下端差(即疏水端差)均偏离设计值，其中给水端差较设计端差高5 ℃，疏水端差较设计端差高29.1 ℃，随着高加水位升高，给水端差基本维持不变，当3 号高加水位达140 mm 时，给水端差为3.6 ℃，较试验前给水端差高0.2 ℃，较设计值高5.2 ℃，证明3 号高加水位升高对3 号高加上端差影响不大。而3 号高加疏水端差在试验开始前的水位下(CRT 为0 mm)达35.7 ℃。当3 号高加水位超过3.6 mm 后，疏水端差有一个明显的下降拐点，然后随着3 号高加水位升高，加热器疏水端差逐步下降，当高加水位达170 mm 时，疏水端差较试验前下降了24.6 ℃，降至11.1 ℃，下降明显，但此时高加水位保护高Ⅱ值报警发出，水位明显偏高，试验结束。根据试验结果，结合现场情况分析，建议将3 号高加基准水位零点从原来基础上提高70 mm。

图2 300 MW 负荷3 号高加端差与水位变化曲线

2)2号高加水位调整试验情况。2 号高加水位调整试验端差与水位变化曲线如图3 所示。从图3 可以看出，试验开始前2 号高加给水端差和疏水端差均偏离设计值，给水端差较设计端差高8 ℃，给水端差较设计端差高19.7 ℃，随着高加水位升高，给水端差基本不变，当2 号高加水位达160 mm 时，给水端差为7.7 ℃，仍较设计值高7.7 ℃。当2 号高加水位超过40 mm 后，疏水端差有一个明显的拐点，然后随着2 号高加水位升高，加热器疏水端差稍微有下降，当高加水位达190 mm 时，疏水端差较试验前下降了12.4 ℃，降至7.3 ℃，基本接近设计端差。但此时高加水位保护高Ⅱ值报警发出，水位明显偏高，试验结束。根据试验结果，结合现场情况分析，建议将2 号高加基准水位零点从原来基础上提高70 mm。

图3 300 MW 负荷2 号高加端差与水位变化曲线

3)1号高加水位调整试验情况。1 号高加水位调整试验端差与水位变化曲线如图4 所示。从图4 可以看出，1 号高加给水端差基本达到设计值，随着高加水位升高，给水端差稍微呈现下降趋势，1 号高加疏水端差在试验开始前的水位下(－4.2 mm)为13.0 ℃，根据试验数据，当1 号高加水位超过29.5 mm 后，疏水端差有一个明显的拐点，然后随着1 号高加水位升高，加热器疏水端差下降趋势变小，随着高加水位升高，加热器疏水端差略有下降，当高加水位达80.1 mm 时，疏水端差下降至4.8 ℃，低于设计端差偏高。试验结束。根据试验结果，结合现场情况分析，建议将2 号高加基准水位零点从原来基础上提高50 mm。

图4 300 MW 负荷1 号高加端差与水位变化曲线

2.2 高加基准水位零位纠偏前后端差对比分析

湛江电力有限公司利用1 号机组B 修进行高加水位零位整改后，1，3 号高加疏水端差，1，2号高加给水端差均达到设计值，虽然2 号高加疏水端差、3 号高加给水端差稍微较设计值偏高，但比整改前有明显的降低。其中，高加基准水位零位纠偏前后性能数据见表2。

1 号机组高加基准水位零位纠偏前后性能数据表2 可得，高加基准水位零位纠偏后，1 号机组热耗率可下降34.36 kJ/kWh，占机组热耗率的0.4%，折合发电煤耗约1.2 g/kWh。

3 结语

湛江电力有限公司1 号机组通过高加水位调整试验，对每台高加水位基准零点进行校正，从而降低了加热器上、下端差，并取得良好的经济效果。目前，湛江电力有限公司已在另外3 台机组推广应用，对降低发电成本起到积极的作用。

表2 1 号机组高加基准水位零位纠偏前后

〔1〕郑展友．#1 机组辅机运行规程． 第四版〔S〕． 湛江电力有限公司运行标准，2013．

〔2〕张怀忠． 高压加热器JG －1000 －1 安装图〔S〕． 东方锅炉股份有限公司，1988．

〔3〕宋明伟，袁龙． 300 MW 机组高压加热器端差大的原因分析〔J〕． 陕西电力，2008(12):92-94．

〔4〕刘通．#1 机组高低压加热器上下端差调整试验报告〔R〕． 湛江电力有限公司，2013．

〔5〕陈庆辉． 300 MW 机组高压加热器运行经济性分析与改进措施〔J〕． 热力发电，2006(8):38-41．