引进型300MW机组高压加热器
零水位调整改良
坝发电厂〔青铜峡 751607〕陈祥 沈建龙
摘 文影响机组高压加热器疏水端差素减措施进行分析结合运行实际理加热器解列低水位运行安性济性进行分析讨进步高压加热器零水位进行试验调整改良重新标定回热系统设备整体性工作条件明显改善疏水端差达设计值达节降耗目
关键词 引进型 加热器 节降耗 技术改良
零水位
1前言
宁夏坝发电厂二期工程2×300MW机组海汽轮机厂引进美国西屋公司技术生产汽轮机组九九七年投产高压加热器零水位标定合理存高加疏水畅加热器疏水端差疏水温度较高疏水汽化加热器疏水道振动铜发生泄漏严重时高压加热器迫解列停运仅影响机组运行济性影响机组运行安性针述现象分析计算认加热器零水位合理热工保护动调节等电接点水位计零水位基准调整造成加热器疏水畅疏水端差疏水汽化疏水调节门通流力降低
坝发电厂2000年5月先#3#4机组高压加热器零水位通试验进行重新标定运行效果说明高压加热器疏水端差根达设计值控制58℃加热器实现安济运行
2设备系统简介
坝发电厂二期两台300MW机组配套高压加热器系海电站辅机厂生产全容量单列卧式板U型式水系统旁路加热器旁路三台加热器均设置热蒸汽冷段蒸汽凝结段疏水冷段台加热器水室系外壳组成系中板水室壳体焊制成
#1#2#3高压加热器汽源分抽汽轮机高压缸第八级高压缸排汽中压缸第五级疏水系统采逐级流方式氧器三台高压加热器均设危急疏水道
3高压加热器解列危害
热力试验计算知坝电厂二期机组水温度降1℃标准煤耗增加0112gKWh果三台高压加热器全部解列标准煤耗增加11704gKWh#1高加解列标准煤耗增加2810gKWh#2高加解列标准煤耗增加4274gKWh#3高加解列标准煤耗增加4610gKWh燃料量增加锅炉排烟量增加锅炉排烟损失增造成锅炉效率降方面高加解列高加回热抽汽减少增加汽机排汽冷凝损失汽轮机热效率降见高压加热器解列机组济性影响安角度高加解列水温度降造成锅炉水冷壁超温温器超温必影响机组出力假设维持出力变汽轮机监视段压力升高解列高加抽汽口级叶片隔板轴推力负荷保证机组安必须降低机组出力
4加热器水位低安济性影响
二期两台机组高压加热器程度存着低水位水位运行高压加热器运行水位低疏水中带蒸汽疏水温度增高造成疏水端差增疏水汽化疏水逐级流排挤级加热器低压抽汽产生逆损失降低回热循环效果影响机组热济性文献〔3〕知加热器疏水端差降1℃标准煤耗降低0068gKWh况疏水温度升高影响级加热器蒸汽冷段换热级加热器性降低
加热器水位运行疏水中产生汽液两相流疏水容积流量增加流速加快造成疏水道振动流速增加流体道产生刷力严重会疏水道弯头吹损破裂危加热器回热系统安
5影响加热器疏水端差素
5．1加热器端差增加原：
5．1．1运行方面原分析：
5．1．1．1汽轮机带负荷变化引起加热蒸汽压力流量稳定
5．1．1．2汽轮机抽汽道逆止门卡涩引起蒸汽节流造成抽汽量利率降低
5．1．1．3加热器中聚集空气汽侧空气排畅传热系数K减
5．1．1．4加热器受热面结垢增传热热阻外温差增传热恶化
5．1．1．5加热器疏水装置工作正常造成加热器蒸汽凝结水位高淹没受热面子实际换热面积A减
5．1．1．6加热器旁路门严密未关严传热端差增
5．1．2设计方面原分析：
设计时端差减增换热面积投资代价加热器端差θ金属换热面积A关系：θ 〔Δt〕[KA〔eGCp〕—1] OC
A —— 金属换热面积 m2
K —— 传热系数 KJ〔m2·h·OC〕
Δt——水加热器中温升 OC
G —— 加热水流量 Kgh
Cp—— 水定压热 KJ〔Kg·OC 〕
加热水流量水定压热定时端差θΔtKA关系：
〔1〕金属换热面积A增端差减
〔2〕传热系数K增端差减
〔3〕水加热器中温升增端差减
5．2减加热器端差措施：
5．2．1时清理加热器铜外表污垢减传热热阻
5．2．2运行中加热器抽空气道阀门开度节流孔应调整合理阀门开度空气抽出量受限制阀门开度高级加热器蒸汽抽吸低级加热器中排挤局部低压抽汽产生加热器排汽带汽现象
5．2．3运行中检查加热器出口水温相邻高级加热器进口水温否相假设相邻高级加热器进口水温低说明旁路漏水
5．2．4定期检查疏水装置正常工作
5．2．5控制加热器疏水水位保证加热器水位正常
5．3影响加热器疏水素
影响加热器疏水素：加热器漏道径选择合理道阻力调节阀通流力缺乏等加热器疏水系统设计般美国伯斯公司设计准进行准述四素分进行分析屡次修加热器检查结果前两素影响原根调节阀进口侧流速控制122—213ms出口侧流速控制2032—1016ms求疏水阀前疏水中流速进行粗略计算发现调节阀前道流速满足求调节阀道流速已超求疏水流速加加剧道吹损道阻力加造成述结果原疏水调节阀疏水温度太高产生汽液两相流疏水容增致
疏水阀通流力公式计算：
CmεAD√2△Pρ1
(1) Q
√1m2
C——流出系数
ε—流束膨胀系数
m——调节阀调节面积道截面积
AD———道截面积〔m2〕
△ P—调节阀前压差（Pa）
ρ1——流体密度〔Kgm3〕
式出已定调节阀影响调节阀通流力素调节阀前压差加热器说机组工况定阀前压力定值阀压力加热器疏水温度变化变化加热器疏水温度直接决定着加热器疏水端差说加热器疏水温度越低疏水端差越压差△P越调节阀通流力越
6高压加热器零水位调整改造
具疏水冷段高压加热器中利疏水液位凝结段疏水冷段进口加热器疏水接间形成水封液位偏低水封丧失会造成蒸汽直接流入疏水路疏水冷段冷效性降低时易引起道腐蚀振动水封丧失实质取消疏水冷段加热器中作加热器水位计连通流动速度样击摩擦损失伯努利动量转换效应关系〔速度较低蒸汽流较高压力〕测水位加热器中实际水位高高加安济运行通试验找出合理零〔运行〕水位必
坝发电厂组织关员#3#4机组高压加热器零水位进行重新标定试验
试验前首先重新校加热器疏水进水温度测点然热工员开票解加热器水位高保护试验程中通调整疏水调节阀缓慢加热器水位升高时观察加热器疏水温度疏水端差变化密切注意水位计水位调节阀流通力调节品质稳定性疏水端差达设计值进行零水位标定热工保护调节等测量筒零水位进行相应调整标定现#3机组例试验分240MW300MW两工况根试验结果确定出正确运行零水位#1#2#3高加零水位标高改前分提高0mm0mm170mm见表1
表1：重新标定前压高加热器水位计零水位标高
工程
单位
#1高加
#2高加
#3高加
改前零水位标高
mm
910
935
850
改零水位标高
mm
910
935
1020
标高提高值
mm
0
0
+170
7济性安性分析
7．1试验结果
#3机组高压加热器零水位重新标定实际运行效果进行试验试验240MW300二工况进行试验时#3机组高低压加热器正常投入运行设备系统未做调整隔离试验数汇总见表2
表2：调整改造前试验数汇总见表
项 目
单
位
240MW
300MW
改造
设计差
改造前
改造
变化量
设计值
改造前
改造
变化量
#1
高加
端差
℃
3365
2093
1272
15
1300
1700
0400
0200
端差
℃
5893
5201
0692
56
6992
6857
0135
1257
#2
高加
端差
℃
1411
1105
0306
0
0654
0494
0160
0494
端差
℃
5917
5741
0176
56
5303
4972
0331
0628
#3
高加
端差
℃
2103
1445
0658
0
0602
0558
0344
0558
端差
℃
18926
8111
10815
56
21245
7029
14216
1429
水温度
℃
265156
267677
2521
2788
278993
281772
2779
2972
#1
高加
进汽压力
MPa
4808
4821
0013
616
6007
6144
0137
0016
进汽温度
℃
387896
388207
0311
388
399409
402051
2642
14051
水温升
℃
30987
31165
0178
327
32888
33364
0476
0644
#2
高加
进汽压力
MPa
2830
2890
0070
373
3594
3614
002
0116
进汽温度
℃
320786
321914
1128
318
330757
332349
1592
14349
水温升
℃
37018
35966
1052
419
4056
3921
1350
269
#3
高加
进汽压力
MPa
1362
1341
0021
17
1735
1692
0043
0008
进汽温度
℃
435873
435272
0601
437
445741
444798
0943
7798
水温升
℃
30875
33266
2391
299
30187
35661
5474
5761
7．2济性安性分析
加热器疏水冷段疏水进入级加热器前先适冷温度降低减疏水回流逆损失提高机组济性加热器疏水端差反映疏水冷程度热济性影响较
没疏水冷段时疏水回流抽汽压力饱状态流较低压力级加热器中热力学讲节流程结果熵增加产生作功力损失疏水回流逆损失实质疏水回流产生节流损失疏水冷抽汽压力饱水等压线继续冷冷水然回流较低压力加热器中时疏水节流程熵增饱水节流产生熵增水蒸汽性质决定焓—熵图明显出说疏水端差降低降低疏水回流节流损失降低逆损失济性提高300MW试验数进行计算结果见表3
表3：#3机组高加试验降低标准煤耗汇总表
加热器
工程
#1加热器
#2加热器
#3加热器
疏水端差降值〔℃〕
0135
0331
14216
标准煤耗降值〔gKWh〕
00092
00225
09667
水温度升值〔℃〕
2779
标准煤耗降值〔gKWh〕
03112
合计标准煤耗降值〔gKWh〕
13096
年节约标准煤〔T〕
19644
注：#3机组年运行时6000时均负荷250MW〔年发电量15亿度〕计算
表2表3中出#3机组高压加热器水位进行调整改造加热器疏水端差降低58℃ #3机组年发电量15亿度计算时年节约标准煤19644吨假设吨标准煤170元计年节约资金333948万元民币
8结
8．1实施高压加热器零水位重新标定改造300MW工况时#1#2#3高压加热器疏水端差〔端差〕改造前分降0135℃0331℃14216℃达设计值水温度提高2779℃
8．2改造#1#2#3高压加热器运行稳疏水调节阀调节稳定消疏水道振动会机组负荷波动迫高压加热器解列现象发生改造没发生高压加热器铜泄漏加热器安性保障
8．3改造试验结果高压加热器疏水端差均根达设计值加热器水温升分布合理减少抽汽级排挤损失提高机组热济性
参考文献：
1． 卢亚娟 高压加热器说明书 海电站辅机厂 1984年2月
2． 功率汽轮机组辅机学术年会文集 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 火电厂节工程师培训教材〔册〕 源部节司1992年2月
陈祥 宁夏坝发电厂生技科〔系统 ：986354286〕
沈建龙 宁夏坝发电厂运行分场〔系统 ：986354395〕
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零水位调整改良
坝发电厂〔青铜峡 751607〕陈祥 沈建龙
摘 文影响机组高压加热器疏水端差素减措施进行分析结合运行实际理加热器解列低水位运行安性济性进行分析讨进步高压加热器零水位进行试验调整改良重新标定回热系统设备整体性工作条件明显改善疏水端差达设计值达节降耗目
关键词 引进型 加热器 节降耗 技术改良
零水位
1前言
宁夏坝发电厂二期工程2×300MW机组海汽轮机厂引进美国西屋公司技术生产汽轮机组九九七年投产高压加热器零水位标定合理存高加疏水畅加热器疏水端差疏水温度较高疏水汽化加热器疏水道振动铜发生泄漏严重时高压加热器迫解列停运仅影响机组运行济性影响机组运行安性针述现象分析计算认加热器零水位合理热工保护动调节等电接点水位计零水位基准调整造成加热器疏水畅疏水端差疏水汽化疏水调节门通流力降低
坝发电厂2000年5月先#3#4机组高压加热器零水位通试验进行重新标定运行效果说明高压加热器疏水端差根达设计值控制58℃加热器实现安济运行
2设备系统简介
坝发电厂二期两台300MW机组配套高压加热器系海电站辅机厂生产全容量单列卧式板U型式水系统旁路加热器旁路三台加热器均设置热蒸汽冷段蒸汽凝结段疏水冷段台加热器水室系外壳组成系中板水室壳体焊制成
#1#2#3高压加热器汽源分抽汽轮机高压缸第八级高压缸排汽中压缸第五级疏水系统采逐级流方式氧器三台高压加热器均设危急疏水道
3高压加热器解列危害
热力试验计算知坝电厂二期机组水温度降1℃标准煤耗增加0112gKWh果三台高压加热器全部解列标准煤耗增加11704gKWh#1高加解列标准煤耗增加2810gKWh#2高加解列标准煤耗增加4274gKWh#3高加解列标准煤耗增加4610gKWh燃料量增加锅炉排烟量增加锅炉排烟损失增造成锅炉效率降方面高加解列高加回热抽汽减少增加汽机排汽冷凝损失汽轮机热效率降见高压加热器解列机组济性影响安角度高加解列水温度降造成锅炉水冷壁超温温器超温必影响机组出力假设维持出力变汽轮机监视段压力升高解列高加抽汽口级叶片隔板轴推力负荷保证机组安必须降低机组出力
4加热器水位低安济性影响
二期两台机组高压加热器程度存着低水位水位运行高压加热器运行水位低疏水中带蒸汽疏水温度增高造成疏水端差增疏水汽化疏水逐级流排挤级加热器低压抽汽产生逆损失降低回热循环效果影响机组热济性文献〔3〕知加热器疏水端差降1℃标准煤耗降低0068gKWh况疏水温度升高影响级加热器蒸汽冷段换热级加热器性降低
加热器水位运行疏水中产生汽液两相流疏水容积流量增加流速加快造成疏水道振动流速增加流体道产生刷力严重会疏水道弯头吹损破裂危加热器回热系统安
5影响加热器疏水端差素
5．1加热器端差增加原：
5．1．1运行方面原分析：
5．1．1．1汽轮机带负荷变化引起加热蒸汽压力流量稳定
5．1．1．2汽轮机抽汽道逆止门卡涩引起蒸汽节流造成抽汽量利率降低
5．1．1．3加热器中聚集空气汽侧空气排畅传热系数K减
5．1．1．4加热器受热面结垢增传热热阻外温差增传热恶化
5．1．1．5加热器疏水装置工作正常造成加热器蒸汽凝结水位高淹没受热面子实际换热面积A减
5．1．1．6加热器旁路门严密未关严传热端差增
5．1．2设计方面原分析：
设计时端差减增换热面积投资代价加热器端差θ金属换热面积A关系：θ 〔Δt〕[KA〔eGCp〕—1] OC
A —— 金属换热面积 m2
K —— 传热系数 KJ〔m2·h·OC〕
Δt——水加热器中温升 OC
G —— 加热水流量 Kgh
Cp—— 水定压热 KJ〔Kg·OC 〕
加热水流量水定压热定时端差θΔtKA关系：
〔1〕金属换热面积A增端差减
〔2〕传热系数K增端差减
〔3〕水加热器中温升增端差减
5．2减加热器端差措施：
5．2．1时清理加热器铜外表污垢减传热热阻
5．2．2运行中加热器抽空气道阀门开度节流孔应调整合理阀门开度空气抽出量受限制阀门开度高级加热器蒸汽抽吸低级加热器中排挤局部低压抽汽产生加热器排汽带汽现象
5．2．3运行中检查加热器出口水温相邻高级加热器进口水温否相假设相邻高级加热器进口水温低说明旁路漏水
5．2．4定期检查疏水装置正常工作
5．2．5控制加热器疏水水位保证加热器水位正常
5．3影响加热器疏水素
影响加热器疏水素：加热器漏道径选择合理道阻力调节阀通流力缺乏等加热器疏水系统设计般美国伯斯公司设计准进行准述四素分进行分析屡次修加热器检查结果前两素影响原根调节阀进口侧流速控制122—213ms出口侧流速控制2032—1016ms求疏水阀前疏水中流速进行粗略计算发现调节阀前道流速满足求调节阀道流速已超求疏水流速加加剧道吹损道阻力加造成述结果原疏水调节阀疏水温度太高产生汽液两相流疏水容增致
疏水阀通流力公式计算：
CmεAD√2△Pρ1
(1) Q
√1m2
C——流出系数
ε—流束膨胀系数
m——调节阀调节面积道截面积
AD———道截面积〔m2〕
△ P—调节阀前压差（Pa）
ρ1——流体密度〔Kgm3〕
式出已定调节阀影响调节阀通流力素调节阀前压差加热器说机组工况定阀前压力定值阀压力加热器疏水温度变化变化加热器疏水温度直接决定着加热器疏水端差说加热器疏水温度越低疏水端差越压差△P越调节阀通流力越
6高压加热器零水位调整改造
具疏水冷段高压加热器中利疏水液位凝结段疏水冷段进口加热器疏水接间形成水封液位偏低水封丧失会造成蒸汽直接流入疏水路疏水冷段冷效性降低时易引起道腐蚀振动水封丧失实质取消疏水冷段加热器中作加热器水位计连通流动速度样击摩擦损失伯努利动量转换效应关系〔速度较低蒸汽流较高压力〕测水位加热器中实际水位高高加安济运行通试验找出合理零〔运行〕水位必
坝发电厂组织关员#3#4机组高压加热器零水位进行重新标定试验
试验前首先重新校加热器疏水进水温度测点然热工员开票解加热器水位高保护试验程中通调整疏水调节阀缓慢加热器水位升高时观察加热器疏水温度疏水端差变化密切注意水位计水位调节阀流通力调节品质稳定性疏水端差达设计值进行零水位标定热工保护调节等测量筒零水位进行相应调整标定现#3机组例试验分240MW300MW两工况根试验结果确定出正确运行零水位#1#2#3高加零水位标高改前分提高0mm0mm170mm见表1
表1：重新标定前压高加热器水位计零水位标高
工程
单位
#1高加
#2高加
#3高加
改前零水位标高
mm
910
935
850
改零水位标高
mm
910
935
1020
标高提高值
mm
0
0
+170
7济性安性分析
7．1试验结果
#3机组高压加热器零水位重新标定实际运行效果进行试验试验240MW300二工况进行试验时#3机组高低压加热器正常投入运行设备系统未做调整隔离试验数汇总见表2
表2：调整改造前试验数汇总见表
项 目
单
位
240MW
300MW
改造
设计差
改造前
改造
变化量
设计值
改造前
改造
变化量
#1
高加
端差
℃
3365
2093
1272
15
1300
1700
0400
0200
端差
℃
5893
5201
0692
56
6992
6857
0135
1257
#2
高加
端差
℃
1411
1105
0306
0
0654
0494
0160
0494
端差
℃
5917
5741
0176
56
5303
4972
0331
0628
#3
高加
端差
℃
2103
1445
0658
0
0602
0558
0344
0558
端差
℃
18926
8111
10815
56
21245
7029
14216
1429
水温度
℃
265156
267677
2521
2788
278993
281772
2779
2972
#1
高加
进汽压力
MPa
4808
4821
0013
616
6007
6144
0137
0016
进汽温度
℃
387896
388207
0311
388
399409
402051
2642
14051
水温升
℃
30987
31165
0178
327
32888
33364
0476
0644
#2
高加
进汽压力
MPa
2830
2890
0070
373
3594
3614
002
0116
进汽温度
℃
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321914
1128
318
330757
332349
1592
14349
水温升
℃
37018
35966
1052
419
4056
3921
1350
269
#3
高加
进汽压力
MPa
1362
1341
0021
17
1735
1692
0043
0008
进汽温度
℃
435873
435272
0601
437
445741
444798
0943
7798
水温升
℃
30875
33266
2391
299
30187
35661
5474
5761
7．2济性安性分析
加热器疏水冷段疏水进入级加热器前先适冷温度降低减疏水回流逆损失提高机组济性加热器疏水端差反映疏水冷程度热济性影响较
没疏水冷段时疏水回流抽汽压力饱状态流较低压力级加热器中热力学讲节流程结果熵增加产生作功力损失疏水回流逆损失实质疏水回流产生节流损失疏水冷抽汽压力饱水等压线继续冷冷水然回流较低压力加热器中时疏水节流程熵增饱水节流产生熵增水蒸汽性质决定焓—熵图明显出说疏水端差降低降低疏水回流节流损失降低逆损失济性提高300MW试验数进行计算结果见表3
表3：#3机组高加试验降低标准煤耗汇总表
加热器
工程
#1加热器
#2加热器
#3加热器
疏水端差降值〔℃〕
0135
0331
14216
标准煤耗降值〔gKWh〕
00092
00225
09667
水温度升值〔℃〕
2779
标准煤耗降值〔gKWh〕
03112
合计标准煤耗降值〔gKWh〕
13096
年节约标准煤〔T〕
19644
注：#3机组年运行时6000时均负荷250MW〔年发电量15亿度〕计算
表2表3中出#3机组高压加热器水位进行调整改造加热器疏水端差降低58℃ #3机组年发电量15亿度计算时年节约标准煤19644吨假设吨标准煤170元计年节约资金333948万元民币
8结
8．1实施高压加热器零水位重新标定改造300MW工况时#1#2#3高压加热器疏水端差〔端差〕改造前分降0135℃0331℃14216℃达设计值水温度提高2779℃
8．2改造#1#2#3高压加热器运行稳疏水调节阀调节稳定消疏水道振动会机组负荷波动迫高压加热器解列现象发生改造没发生高压加热器铜泄漏加热器安性保障
8．3改造试验结果高压加热器疏水端差均根达设计值加热器水温升分布合理减少抽汽级排挤损失提高机组热济性
参考文献：
1． 卢亚娟 高压加热器说明书 海电站辅机厂 1984年2月
2． 功率汽轮机组辅机学术年会文集 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 火电厂节工程师培训教材〔册〕 源部节司1992年2月
陈祥 宁夏坝发电厂生技科〔系统 ：986354286〕
沈建龙 宁夏坝发电厂运行分场〔系统 ：986354395〕
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