机组加热运行的安全性和经济性分析

机组加热运行的安全性和经济性分析

在广州珠江工厂的一、二期工程中，配备了四台哈尔滨汽轮厂生产的300mww系列机车。自1993年投产以来,高压加热器(高加)存在疏水不畅、上下端差大、水位不稳定、疏水管道振动大及水侧频繁泄漏等问题;7、8号低压加热器(低加)存在疏水无法形成逐级自流,必须由危急疏水直通凝汽器。其不仅影响机组运行的经济性,而且影响机组运行的安全性。为此,经调研和计算分析,决定采用国电热工研究院提出的提高加热器运行水位和改进7、8号加热器疏水管路的技术改造方案。自2000年3月以来先后完成了1、2、3、4号机组的高加水位调整试验以及7、8号低加疏水改进。运行表明,高加上端差已基本达到设计值,下端差可控制在6℃～8℃。在150MW负荷下,7、8号低加疏水能逐级自流,实现了加热器的安全经济运行。1当前问题及分析1.1疏水系统及调整管道设置不合理珠江电厂汽轮机组回热系统由3台高加、1台除氧器及4台低加组成。加热器由哈尔滨锅炉厂制造,采用单列、卧式、管板-U型管式设计。1、2、3号高加的汽源分别来自汽轮机高压缸第8级后、高压缸排汽及中压缸第5级后。5、6、7、8号低加的汽源分别来自31级后,26级后,27、34级后,28、35级后。疏水系统采用逐级自流方式,各台加热器均设有危急疏水管道,且疏水调整门的控制方式为基地式调节,运行人员无法根据负荷需要及时控制疏水调整门开度。珠江电厂1～4号机组高加不同程度地存在着低水位或无水位运行,加热器下端差大,严重偏离设计值,疏水管振动。7号低加疏水不能逐级自流至8号低加,必须经危急疏水直接流至凝汽器,降低了机组运行的经济性。1.2疏水阀通流能力的计算影响加热器疏水的几个主要因素是:加热器内漏、管道管径选择不合理、管道阻力大、调节阀通流能力不足等。加热器疏水系统一般依照美国依柏斯公司设计准则进行设计。按照此准则,对上述4个因素分别进行分析,并根据调节阀进口侧流速控制在(1.22～2.13)m/s,出口侧流速控制在(20.32～101.6)m/s的要求,对疏水阀前后疏水管中的流速进行了简单的计算,发现调节阀前管道流速满足要求,而调节阀后的管道流速有些已超过要求。疏水管内流速的加大,不但加剧了管道吹损,而且使管道阻力增大。其原因是疏水调节阀后疏水温度太高,产生汽液两相流,疏水质量热容增大所致。疏水阀通流能力可用下式计算:W=CvCf√Gf⋅ΔΡsk1(1)ΔΡs=Ρ1-(k2-k3√ΡvΡc)ΡvW=CvCfGf⋅ΔPs√k1(1)ΔPs=P1−(k2−k3PvPc−−−√)Pv式中Cv为阀门流量系数,Gf为工作温度下的密度,Cf为临界流量系数,k1为阀门开度系数,k2为阀门角度系数,k3为阀门结构系数,P1为阀前压力,P2为阀后压力,Pc为临界压力,Pv为工作温度下饱和压力。从上式可以看出,对1个已定的调节阀,影响调节阀通流能力的主要因素是P1、Pc、Pv。对加热器来说,只要机组工况一定,阀前压力P1即为一个定值;临界压力Pc对于水来说也是一个定值;只有饱和压力Pv随加热器疏水温度的变化而变化,而加热器疏水温度的大小直接决定着加热器冷端端差的大小。也就是说,加热器疏水温度越低即冷端端差越小,ΔPs就越大,而调节阀通流能力就越大。1.3疏水系统不可逆损失加热器无水位运行,使得疏水管中产生汽液两相流,疏水容积流量增加,流速加快,造成疏水管道振动。由于流速增加,流体将对管道产生很大的冲刷力,严重时会使疏水管道弯头吹损、破裂,危及加热器及回热系统的安全。由于高加运行水位低,疏水中带有蒸汽,使疏水温度增高,造成加热器下端差大,疏水逐级自流会排挤下一级加热器的低压抽汽,产生不可逆损失,降低回热循环效果,从而影响机组的热经济性。况且,疏水温度的升高,还将影响下一级加热器蒸汽冷却段的换热,使下一级加热器的性能降低。7号低加疏水直接排至凝汽器,这样8号低加由于没有7号的疏水放热,使得8段抽汽的用汽量增加,损失了一部分蒸汽的作功能力。且7号低加疏水温度为67℃左右,而8号低加疏水温度为40℃左右。2加热器和电接口水位2000年6月对2号机组进行了高加调整试验。试验前,重新校验加热器疏水和进水温度测点,然后解列电接点水位计,以解除加热器水位高保护。在试验过程中,通过调整疏水调整门,缓慢地使加热器水位升高,随时观察加热器疏水温度和端差的变化,并密切注意就地水位计的水位,直至加热器端差为6℃～10℃。试验分224MW和300MW两个工况进行,根据试验结果确定出最佳运行水位,并重新标定出各水位计及保护的正确标高。根据试验结果分别对1、2、3号高加的电接点水位计和水位测量系统进行了调整,零水位标高比改前分别提高100mm(表1)。经水位调整后,高加的上下端差均有大幅度下降(表2)。此外将原基地式疏水调整方式改为DCS控制,运行人员可根据负荷变化对加热器水位进行调整。3号至8号低加疏水阻力及疏水效果引起疏水不畅的原因有:加热器与下一级加热器压差的大小、管道的高度差、管道长度等。7号至8号疏水管为d273mm×16mm,管道总长14.3m,有10个弯头,2个手动门,1个气动调整门,7号与8号疏水口高差2.1m。经改进后管道长度为5.68m,弯头4个,只保留了1个调整门。7号至8号低加疏水阻力为:ΔΡ=(λ⋅ld+∑ξ)⋅ρv22+ΔΗΔP=(λ⋅ld+∑ξ)⋅ρv22+ΔH式中:λ为摩阻系数,l为管道长度,d为疏水管内径,ΔH为高度差,∑ξ为局部阻力系数总和。计算结果见表3,最大疏水量根据7、8号低加差压计算得出,当最大疏水量小于额定疏水量时,不能正常疏水。从表3可看出:(1)当机组负荷为300MW时,7、8号低加可形成逐级疏水;(2)改进前当负荷低于210MW时,7号低加无法形成正常疏水,必须通过危急疏水,而改进后最大疏水量比额定疏水量大12%,完全可以正常疏水;(3)150MW负荷下仍能正常疏水。分析认为,造成疏水不畅的原因不仅是负荷低压差小,更主要的是流动阻力大。4经济和安全分析4.1疏水节流过程的熵增行为加热器疏水冷却段可使疏水在进入下一级加热器前先被适当冷却,以减少疏水回流的不可逆损失,提高机组的经济性。加热器冷端端差的大小反映了疏水的冷却程度,对热经济性影响较大。没有疏水冷却段时,疏水回流是从抽汽压力下的饱和状态流至较低压力的下一级加热器中,从热力学上分析,它是一个节流过程,其结果使熵增加,产生作功能力损失。因此,疏水回流的不可逆损失,其实质是疏水回流产生的节流损失。疏水冷却是将抽汽压力下的饱和水沿等压线继续冷却为过冷水,然后才回流到较低压力的加热器中,这时疏水节流过程的熵增要小于饱和水节流所产生的熵增,这是水蒸汽性质所决定的,可在焓-熵图上明显看出。就是说,冷端端差的降低将降低疏水回流的节流损失,降低不可逆损失,因而使经济性得到提高。对300MW工况试验数据进行计算,其结果见表4。从表2、表4可以看出,进行2号机高加水位调整改造后,使加热器冷端端差降低到6℃～9℃时,年节约标准煤约达421.7t,若按每吨煤330元计,每年可节约资金13.92万元人民币。经等效热降分析,7号至8号逐级疏水可比从危急疏水直达凝汽器降低热耗11.74kJ/(kW·h),使煤耗率下降0.4g/(kW·h),年节约标准煤约达2000t,每年可节约资金约66万元人民币。4.2疏水冲蚀对加热器加热器运行水位低,导致其冷端端差加大,使部分蒸汽进入疏水冷却段,对该段管束产生严重的冲蚀破坏,缩短加热器寿命,对加热器及其附属设备的运行安全危害很大。疏水温度偏高使疏水调节阀内汽化加剧,一方面由于冲蚀阀芯导致其调节特性恶化,工作可靠性降低;另一方面,阀后的汽液两相流动,严重时会引起疏水管道强烈振动,对设备和人身安全造成很大威胁。5高加给水温升加设计值(1)实施高加水位改造后,300MW工况时,1、2、3号高加下端差较改造前分别下降8.9℃、6.4℃、7.4℃(都达到9℃以下)。(2)实施改造后,使给水温升分布更加趋于合理,基本上达到设计值。224MW工况下,1号高加给水温升下降1.8℃,2、3号高加给水温升分别升高2.4℃和6.9℃。300MW工况下,1号高加给水温升下降1.4℃,2号高加给水温升升高