提高140MW机组高压加热器投入率-张士奎..doc

提高140MW机组高压加热器投入率 张士奎 （华电国际十里泉发电厂　山东　枣庄　277103） 摘要：十里泉电厂节能管理评价体系利用电厂已有的DAS采集系统，通过添加少量测点，以抽汽回热系统理论为基础，对加热器温升、加热器上、下端差、加热器压力温度进行在线监测和分析计算，指出加热器的污染情况和对机组煤耗的影响，实现降低煤耗，最大限度降低高加泄漏率，节省工质，达到节能降耗、提高机组运行经济性和安全性的目的。 关键词：高加；监视；调整；端差；煤耗 1　设备概述 我厂国产140MW汽轮机的高压加热器，采用两台上汽厂制造的表面加热器：#5高加JG—490I，#6高加JG—450II。高压加热器带有内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段。蒸汽冷却段利用汽轮机抽气的过热段来提高给水温度，使给水温度接近或略高于该加热器压力下的饱和温度。凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给水。疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度下,以减少发电厂冷源损失，提高了循环热效率。 高加停运后对厂的经济型影响很大，标准煤耗约增加8－9g/kwh，机组热耗相应增加约220KJ/KWh。针对高加停运对经济性的影响巨大，因此降低高加泄漏率对电厂的安全、经济运行意义重大。 我厂高加2005－2007年3年高加泄漏情况如下：05年高加泄漏6次，06年高加泄漏7次，其中2年间＃6高加泄漏1次，＃5高加泄漏10次、约占90.9％，通过对高加运行情况、泄漏原因的分析和优化调整，我厂07年高加泄漏2次，大大降低了因高加泄漏对厂经济性的影响。 2　高压加热器泄漏的现象 2.1　高加水位高一值信号报警，高加端差增大，高加危急疏水装置动作。 2.2　高加疏水调整门开度较同负荷时偏大或全开。 2.3　相同负荷下给水流量增大。 2.4　相同负荷下给水温度降低。 2.5　高加泄漏严重，高加疏水调整门全开维持不住水位，高加水位高二值信号报警，高加保护动作，高加解列。 名称 单位 GJ6 GJ5 水侧工作压力 MPa 21.57 21.57 汽侧工作压力 MPa 3.43 2.45 给水进口温度 ℃ 221 158 蒸汽进口温度 ℃ 354.6 312.2 抽气流量 T/h 7.198 42.097 从上述表中可以看出：#5高加水侧、汽侧工作压力差为19.12MPa，#5高加水侧、汽侧进口温度差为154.2℃，压差、温差均比＃6高加高。 3.8.3　高加投入时，是由低压到高压的顺序投运的，因此，#5高加是最先投运的，高压给水对U型钢管造成的高压水冲击最大，尤其是U型弯管处受到的冲刷最厉害，频繁冲刷使管壁冲薄。 4　高压加热器泄漏后对机组的影响 高压加热器是利用机组做过功后的蒸汽，通过加热器，使抽汽与给水进行热交换，从而加热给水，提高给水温度，使工质在炉内吸热量减少，节省了燃料，提高了电厂的经济性。 4.1　机组额定负荷运行时，高加保护动作解列，瞬间机组超负荷，锅炉水位异常及超温事故等给机组安全运行带来威胁。 4.2　高加泄漏后，由于水侧压力21.57MPa ，远远高于汽侧压力 2.45MPa，这样，当高加水位急剧升高，而水位保护未动作时，给水进入高加汽侧，蒸汽带水将返回到抽汽管道，甚至进入高压缸，造成汽轮机水冲击事故。 4.3　高加泄漏后，会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而使泄漏管束增多，泄漏更加严重，必须紧急解列高加进行处理。 4.4　高加解列后，给水温度降低，为使锅炉能够满足机组负荷，则必须相应增加燃煤量，增加风机出力，从而造成炉膛过热，汽温升高，更重要的是标准煤耗约增加8－9g/kwh，机组热耗相应增加约220KJ/KWh。 4.5　高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。 4.6　高压加热器的停运，影响机组出力，若要维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片，隔板的轴向推力增大，为了机组安全，就必须降低或限制汽轮机的功率，从而影响发电量。 4.7　5.1　维持高加水位在制造厂规定范围，将高加端差调至5.6—8℃之间 5.2　认真监视高加水位的运行情况，特别是负荷变化和运行方式变化时，发现高加水位高，及时开大疏水调整门或开启危急疏水装置。 5.3　加强监视高加水位和就地高加水位相一致，防止低水位运行，造成高加泄漏。 5.4　保证高压加热器传热端差最佳值。 5.5　投入高加汽侧时，要先打开高加放空气门，缓慢开启进汽门，充分暖管，高加放空气门冒汽后再关闭放空气门；排除加热器中集聚的不凝结气体，减少端差。 5.6　高加水位明显上升，且给水流量不正常的增大，表明加热器有可能泄漏，应尽快查明原因，停用加热器，防止泄漏喷出的高压水冲坏周围的管子使泄漏管束数目扩大。 5.7　保持机组负荷变化平稳。 5.8　在机组启动