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摘要：针对600MW亚临界燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。结果表明，高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。高加系统常见的缺陷包括阀门、法兰泄漏，高加水位测点故障，阀门机务卡涩、手轮或支架故障，外部保温缺失和电动阀故障。高加端差偏大的原因包括受热面结垢、积存空气、高加水位实际过高或过低、高加管束有效换热面积下降、保温不足、汽水外漏、事故疏水阀内漏、疏水回路不通畅或通流截面积不够。降低高加端差的优化措施包括高加汽侧管束化学碱清洗、系统排气、控制合理的高加水位，更换水位测量仪表，加强巡检和排查高加保温不足、汽水泄漏和恢复部分被封堵的管束。
关键词：燃煤火力发电机组；高压加热器；疏水端差；事故放水水位；降低端差
1.引言
高压加热器（简称高加）为燃煤火力发电机组回热系统的主要设备，高加疏水端差大不仅导致热经济性降低，同时还会引起疏水管道振动增高，威胁汽轮机系统的安全运行[1-5]。因此，有必要对高压加热器的系统工作原理和故障原因进行分析，研究降低疏水端差和管道振动的处理方法，优化运行。
本研究拟针对燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。本文的分析有助于了解高加疏水端差偏大的原因，提出运行优化措施和设备缺陷技改方案，提高高加设备的运行安全性和经济性。
2.高加系统的结构和工作原理
以北仑电厂600MW亚临界湿冷燃煤火力发电机组2号机为例进行分析。抽汽回热系统设有3台表面式、U型管高压加热器，全部为卧式结构，分别布置在汽机房19.8m层、13.7m层和6.1m层，均由法国阿尔斯通公司设计制造。
高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。过热蒸汽冷却段利用加热蒸汽的过热度，对加热器出口侧的给水进行加热，释放热量，以提高高加出水温度。加热蒸汽温度降至接近饱和温度，然后进入蒸汽相变释放潜热的冷凝段。
高加端差包括上端差和下端差，上端差为高加进汽压力下的饱和温度与出水温度的差值；下端差，也称为疏水端差，为加热器正常疏水温度与进水温度的差值。
疏水冷却段利用疏水与加热器进口侧给水之间的温差，对进入冷凝段前的给水进行预热，以提高其温度。同时，疏水出口温度降低，正常情况下采用逐级、自流式疏水方式，疏水流至下一级压力较低的高加或除氧器，以维持本加热器内疏水的正常工作水位。疏水温度不能太高，否则会排挤下一级加热器的抽汽蒸汽，不利于提升高加整体热效率。
高压加热器的水侧和汽侧均装有放气管接头，以便在机组启动时，排空高加内部的空气。水侧空气通过相应的管道、阀门排至大气；汽侧空气通过相应的管道、阀门和节流孔板经除氧器，排入冷凝器。
高加汽侧装有充氮气的管接头，以便在机组大修时，给高加的汽侧进行充氮保护。高加汽侧和水侧还分别装有放水阀，以便在机组启动或停机时，当汽侧疏水和水侧给水的水质不合格时，通过相应的手动阀，将疏水和给水直接排入污水池。
3.高加水位控制策略
表1示出当高加内的疏水水位上升至事故放水水位后，延时3s，开启事故疏水阀，将该加热器内的疏水直接排入冷凝器，并关闭去该高压加热器的抽汽管道上的逆止阀。
表1示出当高加水位达到高-高水位值时，保护动作如下：
（1）全关去该高加抽汽管道上的电动隔离阀，闭锁其逆止阀，并打开该抽汽管道上的疏水阀；
（2）全开该高加的事故疏水阀，并关闭来自上一级加热器的正常疏水阀；
（3）打开该高加的给水旁路电动阀，关闭其进、出水电动隔离阀，使该高加撤出运行。
当机组负荷≤10％额定负荷时，关闭1号高加的抽汽逆止阀和电动隔离阀。当汽机跳闸时，关闭1和3号高加的抽汽逆止阀。2号高加维持运行，限制给水温度的下降。
4.高加系统问题和缺陷分析
高加系统常见的缺陷包括：
（1）阀门、法兰泄漏，数量占高加系统总故障数48%。阀门、法兰漏水漏汽导致高加端差增大，经济性和安全性降低。
（2）高加水位测点故障，占24%。高加水位测点不准、两个测点之间偏差较大。
（3）阀门机务卡涩、手轮或支架故障，占12%。
（4）外部保温缺失，占5%。
（5）电动阀故障，占11%。电动阀故障包括漏油。
5.高加端差偏大的原因分析及优化措施
高加端差偏大的原因包括：
（1）受热面结垢。结垢导致传热恶化，增大了换热管束内外温差。
（2）积存空气。附在管束表面形成空气层，阻碍了蒸汽的凝结放热，增大了热阻。
（3）高加水位实际过高或过低。实际运行中，水位测点的准确性极大影响了水位的控制情况。
（4）高加管束有效换热面积下降。高加泄漏后，进行堵漏处理，导致有效换热面积下降。
（5）保温不足。
（6）汽水外漏。
（7）事故疏水阀内漏。
（8）疏水回路不通畅或通流截面积不够。
降低高加端差的优化措施包括：
（1）高加汽侧管束化学碱清洗。高加管束表面可能有一定结垢，水侧由于运行中高pH值的给水大流量高速流过，相对结垢较少，汽侧结垢相对较多。在每一冲洗流程，先进行清水冲洗，再加药进行化学碱清洗。
（2）系统排气。针对高加内部可能积存空气的情况，在系统注水、给水系统投运时，均进行充分放气。
（3）控制合理的高加水位。水位升高，会使高加有效换热面积减小，上端差增大。水位降低，会使疏水淹没管道面积减小，蒸汽进入疏水冷却段，下端差增大。保持在合理的水位才能降低总的端差。通过高加水位调整试验，寻找最佳控制水位。水位调试试验表明，负荷300~600MW时，1号高加最佳经济水位约55~66mm。
（4）更换水位测量仪表。针对水位测点不准的情况，更换水位测量仪表。
（5）加强巡检和排查保温不足、汽水泄漏。
（6）恢复部分被封堵的管束。对于管束被封堵较多的高加，趁机组检修，进行漏点盘查和处理，恢复部分管束正常状态运行。
6.结论
针对600MW亚临界燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。结果表明：
（1）高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。
（2）当高加内的疏水水位上升至事故放水水位后，延时3s开启事故疏水阀。当高加水位达到高-高水位值时，全关抽汽管道上的电动隔离阀，全开事故疏水阀，打开给水旁路电动阀，关闭进、出水电动隔离阀，使该高加撤出运行。
（3）高加系统常见的缺陷包括阀门、法兰泄漏，高加水位测点故障，阀门机务卡涩、手轮或支架故障，外部保温缺失和电动阀故障。
（4）高加端差偏大的原因包括受热面结垢、积存空气、高加水位实际过高或过低、高加管束有效换热面积下降、保温不足、汽水外漏、事故疏水阀内漏、疏水回路不通畅或通流截面积不够。降低高加端差的优化措施包括高加汽侧管束化学碱清洗，系统排气，控制合理的高加水位和更换水位测量仪表，加强巡检和排查高加保温不足、汽水泄漏，恢复部分被封堵的管束。
参考文献：
[1]温翔宇,王宁国,李洪山,陈盛磊,雷俊容,赵俊杰.1000MW汽轮机高加水位调整试验与端差优化[J].电力设备,2017,(14):199-200.
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