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高压加热器疏水系统改造山东聊城热电有限责任公司(252041) 金永玲李鹏摘要：指出了对电厂高压加热器疏水系统自动投入不良等一些较普遍的问题，分析了这些问题的成因，进而提出了针对性的处理对策。
并结合实际情况对聊城热电100MW机组高加疏水系统进行了改造。
关键词：高压加热器；疏水；振动；对策汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。
回热加热系统的运行可靠性和运行性能的高低，直接影响整套机组的运行经济性，加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。
随着火力发电厂机组向大容量高参数发展，高压加热器（以下简称高加）承受的给水压力和温度相应提高；在运行中还将受到机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变，这些都会给高加带来损害。
为此，除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外，还要在运行维护等方面采取必要的措施，才能确保高加的长期安全运行。
我公司100MW机组高加疏水系统在运行中存在一些问题，直接影响了机组的安全稳定运行。
1 存在的问题为了确保火力发电厂的安全经济满发，各高加均应投入运行。
如因故障必须停用高加时，应按照制造厂规定的高加停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的允许最大出力。
我公司＃4实际运行中存在的主要问题如下。
（1）疏水系统自动投用不良。
我公司＃4机组高加设计为四川锅炉厂设计生产，结构为大开口正置立式高加，高加内部设计疏水冷却端，此种形式高加对水位要求较高，高加必须保持在较高和稳定的水位。
两个高加分别使用调整门调节水位，但实际运行过程中，从＃4机投入运行以来，两台高加水位很难保持，调节门开度在大于8％时，高加水位急剧下降，多次对两调节门解体检查未发现问题。
（2）疏水管道冲刷严重。
＃4机投运不足4年已经多次发生管道冲刷造成漏汽，大小修中已经更换弯头为不锈钢，但直管段、阀门、法兰等也多次发生泄漏。
（3）水侧保护不可靠。
危急疏水门内漏，已经更换进口阀门，但效果不好。
某电厂热网加热器疏水不畅的分析与疏水系统的优化4解决方案针对以上原因，提出以下解决方案：①对管道及阀门进行检查清理，确保畅通；②检查并调整疏水调阀，确保正常工作；③检查加热器内部换热管是否破裂泄露，如有需要及时更换；④对1号机和2号机凝汽器前电动阀门进行检查调整，确保正确控制。
同时，针对实际运行热负荷与设计热负荷相差较大的情况，提出优化方案，包括：①根据实际运行热负荷进行热网加热器的调试，确保疏水畅通；②加强热网疏水冷却器的冷却效果，降低疏水温度，减少疏水的排放；③加强热网加热器的维护保养，及时清洗疏水冷却段，防止疏水冷却段堵塞。
通过以上的调试和优化方案，成功解决了热网加热器疏水不畅的问题，提高了系统的运行效率和可靠性。
疑难故障排查在热网加热器出口至疏水冷却器之间的管道内，疏水因压力骤降而发生闪蒸，导致疏水不畅。
可能的原因包括管径过小、运行人员误操作、汽侧压力过低等。
为了解决这个问题，需要逐条确认可能的原因。
首先，经过与现场调试人员确认，管道及阀门无堵塞。
其次，经过与运行人员确认，疏水调节阀运行正常。
切换到另一台换加热器，疏水仍然不畅，因此排除加热器内部换热管泄露问题。
经过与运行人员确认，1号机和2号机凝汽器前电动阀门控制正确。
通过向运行人员收集疏水冷却器进出口的疏水压力数据及现场开启加热器至疏水冷却器之间疏水管道的放气阀来判断，无闪蒸发生。
疏水母管管径按流量500t/h设计，目前只投运一台加热器，在满负荷的情况下，只有250t/h的疏水，管径设计合理。
经与调试及运行人员确认，操作正确。
据电厂反映，热用户还未完全接入，采暖面积仅为50万平方米，未达到设计值，因此只有一台热网加热器在运行。
采暖抽汽压力仅为0.19MPa（a），且已经可以满足当前热负荷要求。
目前热网供水温度为90℃，回水温度为70℃；而设计供水温度为130℃，回水温度为70℃。
在五段抽汽进入热网加热器后扩容降压，加热器汽侧运行压力为仅为0.02MPa（g），正常疏水接口在标高8m处，造成正常疏水无法排出。
低压加热器系统疏水不畅原因及解决方案徐庆磊;顾琼彦【摘要】在300～600 MW亚临界,超临界机组中,共用壳体的低压加热器(LP7)向低加(LP8)疏水时不畅,仍为此型低压加热器的共性问题.若降低LP8上级疏水进口管的高度,可缓解疏水不畅的问题.近年来,许多亚临界超临界机组逐步进行了主机改造,末几级低加的抽汽压力也随之发生了改变,低加疏水不畅的问题被再度凸显.为超超临界机组的低加系统设置疏水冷却器,可彻底解决疏水不畅的问题.分析并探讨了低加系统疏水不畅的原因,并提出了相应的解决方案.【期刊名称】《电站辅机》【年(卷),期】2018(039)003【总页数】3页(P13-15)【关键词】加热器;低压;系统;疏水;不畅;冷却器;解决;方案【作者】徐庆磊;顾琼彦【作者单位】上海电气集团股份有限公司,上海,201199;上海电气电站设备有限公司,上海,200090【正文语种】中文【中图分类】TK264.90 概述一直以来，在300～600 MW 亚临界、超临界机组中，布置在凝汽器颈部的LP7、LP8低压加热器(简称LP)共用1个壳体。
LP7向LP8疏水时不畅，是一个共性问题[1]。
降低LP8的上级疏水进口管的高度，是解决疏水不畅的有效措施之一，并在各型机组改造中取得了成效。
但是，随着机组中汽轮机的通流改造、供热改造等革新技术的实施，机组的抽汽参数发生了较大的变化，特别是末两级低加的抽汽压力更接近，导致级间压差被进一步减小，疏水不畅的问题被再度凸显。
在660～1 000 MW超超临界机组中，低加疏水系统中设置有疏冷器，通过合理的管道及系统布置，在重力、级间压差的推动下，疏水被疏送至下一级低加。
疏水从末两级低加经过疏冷器，再经疏水立管顺畅地送至凝汽器。
1 亚临界超临界机组低加系统疏水不畅传统意义上的低加疏水不畅现象，最早发生在石横电厂300 MW机组(国内首台引进型)。
当负荷降至70%额定负荷时，七级、八级间的抽汽压差，仅为0.039 MPa。
电厂高低压加热器疏水存在的问题及改造方案
作者：郝光真
来源：《科技创新导报》2011年第01期
摘要:本文针对高压、低压加热器水位调节普遍存在的问题,进行了针对性的改造,在某电厂#1—#6机组高压、低压加热器的应用及效果,以210MW高压加热器介绍为例。
关键词:高压低压加热器疏水改造
中图分类号:TM62 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)01(a)-0120-02
某电厂二期为四台K—215—130—1型汽轮机组。
在额定蒸汽参数下,全部投入回热系统,切除附加抽汽,流通部分清洁,冷却水温不大于20℃时,汽机最大容量可达220MW。
高压加热器及疏水系统简介:
210MW汽轮机组配备有三台高压加热器(5#、6#、7#高压加热器)。
高压加热器是允许利用蒸汽热能加热给水以提高机组热效率的设备每台210MW机组配置的三台高压加热器均为立式筒体式结构采用串联方式布置。
高压加热器分别连接在一、二、三段抽汽上,水侧工作压力比锅炉汽包压力还要高工作温度在190～249℃范围内,汽侧温度常在300℃以上,可见其工作条件是很差的,往往引起加热器焊接受热面泄漏。
为了防止管系统泄漏或加热器疏水装置因不能有效排放疏水,使汽侧水位不受限制地升高而倒流入气轮机,高压加热器均装有保护装置一但汽侧水位达到极限时,通过电器回路在控制盘上显示危险信号,并同时从水侧和汽侧将高压加热器解列。
高压加热器疏水采用从7#高压加热器至除氧器逐级自流的方式,还设置有在机组启动,事故等非正常运行情况下的5#高压加热器至凝汽器疏水系统6#、7#高压加热器至除氧器疏水系统的切换系统。
在正常运行中,除氧器的汽源由四段抽气供给,其内部压力。
温度随负荷呈滑压运行,额定负荷时除氧器水温可达166℃(如表1）。
1 问题的提出
汽轮机组的高压加热器是充分利用蒸汽热能加热给水提高机组热效率的设备,高压加热器一般都是随机滑启或机组达到额定功率的70%时投入,据资料表明高加不随机组投入运行,整台机组发电出力将降低10%,同时因给水温度的降低使供电煤耗要提高3%,这样不但导致机组发电的经济行大大降低,而且因锅炉入口给水温度不能达到设计值,从而使锅炉的运行工况远远偏
离设计工况,引起超温爆管,泄漏现象时有发生,不能保证锅炉的正常运行,所以高压加热器的投入率对机组的安全,经济运行有直接的关系。
保证高加投入率,提高给水温度,最终提高电厂循环热效率。
某电厂二期为四台K-215-130-1型汽轮机组。
改造前高加运行的疏水方式为逐级自流,疏水由调整门控制,在十几年的运行中该调整门先后采用过基地仪表、气动执行器和电动执行器等不同的疏水调整门控制方式,但无论
执行器为电动式还是气动式,各类液位控制器的执行机构动作频率普遍存在易卡涩、磨损、腐蚀、泄漏等问题。
由于疏水调整门故障不能自动调整,在机组运行中,运行人员为了防止高加汽侧水位过高返如汽轮机内部,引发事故,经常将#5高加至#6高加,#6高加至除氧器疏电动门水开启,使之长期处于全开状态,来避免上述事故的发生。
由于采用这种运行方式,使加热器的水位不能维持在预想的位置,使高加常处于无水运行。
高加汽侧无水运行,即高加内无水封限制,在过热段、凝结段未完全凝结的蒸汽就畅通无阻的进入其冷却段,使其换热效果下降。
在上述运行方
式下,高加的端差就可达25℃,根据有关资料介绍,当高加的端差达到20℃,疏水中就有带蒸汽现象;高加内无水运行,此时高压力,大流量的蒸汽在高加内部冷却凝结成水并以小水珠的形式与蒸汽混合在一起,由于高加底部无水,则蒸汽带水形成两相共流,以高速进入疏水冷却段,严重地冲刷着疏冷段的管子,致使其部分管子管壁减薄,特别是盘管出口弯头处极易减薄,引起泄漏。
从#7高加疏冷段出来的疏水、汽水混合物温度高与其设计值,当此时混合物自流入#6高加时,疏水便会发生闪蒸现象,所产生的蒸汽会抑制#7高加的进汽,这样就降低了#7高加的经济性。
这样的运行方式,无论对高加的经济运行,还是安全寿命都是不利的。
无水运行会导致加热器的疏水在逐级自流到下一级的同时大量的蒸汽串入下一级加热器,造成机组的热经济性大幅降低(原因之一是高能低用,之二是传热恶化造成加热器出口给水温度降低);满水运行则存在汽轮机水击的危险,同时高加高水位保护动作而解列,从而严重影响设备和系统的安全性、经济性。
由于控制器的不稳定,使加热器的水位不能维持在预想的位置,经常造成加热器无水或满水运行。
无水运行会导致加热器的疏水在逐级自流到下一级的同时大量的蒸汽串入下一级加热器,造成机组的热经济性大幅降低(原因之一是高能低用,之二是传热恶化造成加热器出口给水温度降低);满水运行则存在汽轮机水击的危险,同时高加高水位保护动作而解列,从而严重影响设备和系统的安全性、经济性。
2 解决方法
高加的工作原理就是通过抽取部分在汽轮机中做过功的蒸汽加热在管束内流动的锅炉给水,蒸汽凝结成高加疏水由调整门排至下一级加热器或除氧器,常规用的调整门由执行机构来控制,执行机构有活动部件、触点等,易出现卡涩、磨损、接触不良等问题,尤其在机组负荷变动期间需频繁调整,使运行与检修人员工作量增大。
鉴于运行设备系统中存在的问题,经过考察和调研,我们对四台机组共12台高加进行了汽液两相流水位自调装置的改造。
3 工作原理
汽液两相流水位自调装置是基于流体力学理论,利用汽液两相流的流动特性设计的一种新型液位控制装置。
这种液位装置无需外力驱动,属自力智能调节,需消耗少量的蒸汽(约为排水量的1%～2%)作为执行机构的驱动源。
该液位控制装置主要有调节器和信号管两部分组成。
该控制在高压加热器上的连接系统如图1所示。
信号管的作用是发送水位信号和变送调节用气;调节器的作用是控制出口水量,相当于自动调节系统中的执行机构。
其调节原理是;当加热器内的水位上升时,信号管内的水位随之上升,信号管中的调节汽量的通流面积减少,对于一个固定的断面,流过的汽量减少,流过的水量必然增加,高压加热器的水位随之下降。
反之亦然,由此实现了加热器水位的自动控制(如图1）。
4 应用效果
在#3、#4、#5、#6机组高压加热器加装“汽液两相流自调节水位控制器”后,效果很好,汽轮机组在负荷从110MW～210MW之间变化时,高压加热器水相当稳定,无需频繁的调整操作,拆除了原来的疏水调整门,简化了系统。
同时克服了由于无水位运行对疏水管道冲蚀,使高加的泄漏率大大减少,高加的投入率显著提高,提高了机组的循环热效率。
#3-#6机的#2、3低加也加装上“汽液两相流自调节水位控制器”后,效率会得到大大提高。
5 存在问题
在机组实际运行过程中发现该控制器也存在不足之处,当控制器有调节作用时就会有一定量的蒸汽和不凝结气体进入下一级加热器或除氧器,虽然蒸汽含量少,但对下一级加热器的抽汽仍然有排挤作用;不凝结气体危害较大,会影响加热器换热,进入除氧器后还会加重其工作负担。
6 结语
虽然该系统存在不足,但与以往的水位调节装置相比优点明显:汽液两相流水位自调装置无机械运动部分和电控元件,从根本上克服了常规水位控制系统的固有缺陷,很好地解决了加热器的水位控制问题,使该类故障率大幅度降低。
新装置无磨损、无泄漏、使用寿命长、自调能力强,水位稳定,减轻了运行人员的操作和监视的工作量。
参考文献
[1] 吴季兰.汽轮机设备及系统[M].中国电力出版社出版,2000,9.
[2] 汽轮机设备检修(高级工)[M].中国电力出版社出版,山西省电力工业,1997,4.
[3] 汽轮机检修工艺规程(K—215—130—1型),1997,12.
[4] 汽轮机运行规程(K—215—130—1型),2004,3.
[5] 汽液两相流水位控制器的理论研究,西安交通大学.
[6] 汽液两相流与沸腾换热,西安交通大学.。
