330MW機組高加基準水位糾偏及效果分析

鄭展友，劉通

(湛江電力有限公司，廣東 湛江524099)

湛江電力有限公司1 號機組為東方汽輪機有限公司(以下簡稱東汽)生產(chǎn)的N330—16.7/537/537—3(合缸)亞臨界中間再熱、兩缸兩排汽、凝汽式汽輪機。汽輪機回?zé)嵯到y(tǒng)主要包括1 臺除氧器、3 臺高壓加熱器(以下簡稱高加)及4 臺低壓加熱器〔1〕;其中，3 臺高壓加熱均為東方鍋爐股份有限公司配套設(shè)備，抽汽為非調(diào)整式，1 號機組高壓加熱器上、下端差長期以來偏離設(shè)計，嚴重影響回?zé)嵯到y(tǒng)經(jīng)濟效率。本文主要介紹湛江電力有限公司1 號機組通過進行水位調(diào)整試驗，找到每臺高加端差與水位變化曲線的拐點，然后對每臺高加進行基準零點糾偏，從而降低高加運行端差值，達到提高回?zé)嵯到y(tǒng)及汽輪機的工作效率，降低機組煤耗的目的。

1 高加基準水位偏差原因分析

湛江電力有限公司1 號機組高壓加熱器基準水位定位如圖1 所示〔2〕，根據(jù)廠家說明書要求就地機械零位線在高加殼體中心線下630 mm 處，正常水位0±60 mm;雖然高壓加熱器在正常水位運行，但高壓加熱器上、下端差嚴重偏離設(shè)計值(見表1)。

圖1 廠家提供基準零位線圖

通常而言，高壓加熱器在“基準”水位運行是保證加熱器性能的基本條件〔3〕。但如果基準水位定位偏差，將影響高加運行的經(jīng)濟性。而造成高加基準水位偏差的主要原因:一是廠家提供的高加基準水位存在經(jīng)濟運行偏差;二是安裝過程中，在確定高加就地基準水位零位時，存在測量誤差;三是熱控人員在安裝遠程控制水位測量裝置時主要以就地機械水位計零位為基準，若機械水位計零位偏差或在安裝過程測量存在偏差均會引起基準水位不準。

表1 高壓加熱器基準水位零位糾偏前端差值 ℃

2 高加基準水位零位糾偏及效果分析

2.1 高加基準水位零位糾偏前水位調(diào)整試驗

高加水位調(diào)整試驗主要是在機組維持額定負荷運行，然后通過逐臺降低加熱器水位至低水位值，再每次將高壓加熱器水位調(diào)高10 mm 后穩(wěn)定運行10～20 min，并記錄抽汽壓力、抽汽溫度、加熱器進、出水溫度、疏水溫度、加熱器水位等參數(shù)的方法進行分段試驗〔4〕。然后根據(jù)試驗數(shù)據(jù)描繪出高加端差隨水位變化的曲線，找出端差拐點值，其中，各高加的試驗結(jié)果如下:

1)3號高加水位調(diào)整試驗情況。3 號高加水位調(diào)整試驗端差與水位變化曲線如圖2 所示。從圖2 可以看出，試驗開始前3 號高加上端差(即給水端差)和下端差(即疏水端差)均偏離設(shè)計值，其中給水端差較設(shè)計端差高5 ℃，疏水端差較設(shè)計端差高29.1 ℃，隨著高加水位升高，給水端差基本維持不變，當(dāng)3 號高加水位達140 mm 時，給水端差為3.6 ℃，較試驗前給水端差高0.2 ℃，較設(shè)計值高5.2 ℃，證明3 號高加水位升高對3 號高加上端差影響不大。而3 號高加疏水端差在試驗開始前的水位下(CRT 為0 mm)達35.7 ℃。當(dāng)3 號高加水位超過3.6 mm 后，疏水端差有一個明顯的下降拐點，然后隨著3 號高加水位升高，加熱器疏水端差逐步下降，當(dāng)高加水位達170 mm 時，疏水端差較試驗前下降了24.6 ℃，降至11.1 ℃，下降明顯，但此時高加水位保護高Ⅱ值報警發(fā)出，水位明顯偏高，試驗結(jié)束。根據(jù)試驗結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場情況分析，建議將3 號高加基準水位零點從原來基礎(chǔ)上提高70 mm。

圖2 300 MW 負荷3 號高加端差與水位變化曲線

2)2號高加水位調(diào)整試驗情況。2 號高加水位調(diào)整試驗端差與水位變化曲線如圖3 所示。從圖3 可以看出，試驗開始前2 號高加給水端差和疏水端差均偏離設(shè)計值，給水端差較設(shè)計端差高8 ℃，給水端差較設(shè)計端差高19.7 ℃，隨著高加水位升高，給水端差基本不變，當(dāng)2 號高加水位達160 mm 時，給水端差為7.7 ℃，仍較設(shè)計值高7.7 ℃。當(dāng)2 號高加水位超過40 mm 后，疏水端差有一個明顯的拐點，然后隨著2 號高加水位升高，加熱器疏水端差稍微有下降，當(dāng)高加水位達190 mm 時，疏水端差較試驗前下降了12.4 ℃，降至7.3 ℃，基本接近設(shè)計端差。但此時高加水位保護高Ⅱ值報警發(fā)出，水位明顯偏高，試驗結(jié)束。根據(jù)試驗結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場情況分析，建議將2 號高加基準水位零點從原來基礎(chǔ)上提高70 mm。

圖3 300 MW 負荷2 號高加端差與水位變化曲線

3)1號高加水位調(diào)整試驗情況。1 號高加水位調(diào)整試驗端差與水位變化曲線如圖4 所示。從圖4 可以看出，1 號高加給水端差基本達到設(shè)計值，隨著高加水位升高，給水端差稍微呈現(xiàn)下降趨勢，1 號高加疏水端差在試驗開始前的水位下(－4.2 mm)為13.0 ℃，根據(jù)試驗數(shù)據(jù)，當(dāng)1 號高加水位超過29.5 mm 后，疏水端差有一個明顯的拐點，然后隨著1 號高加水位升高，加熱器疏水端差下降趨勢變小，隨著高加水位升高，加熱器疏水端差略有下降，當(dāng)高加水位達80.1 mm 時，疏水端差下降至4.8 ℃，低于設(shè)計端差偏高。試驗結(jié)束。根據(jù)試驗結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場情況分析，建議將2 號高加基準水位零點從原來基礎(chǔ)上提高50 mm。

圖4 300 MW 負荷1 號高加端差與水位變化曲線

2.2 高加基準水位零位糾偏前后端差對比分析

湛江電力有限公司利用1 號機組B 修進行高加水位零位整改后，1，3 號高加疏水端差，1，2號高加給水端差均達到設(shè)計值，雖然2 號高加疏水端差、3 號高加給水端差稍微較設(shè)計值偏高，但比整改前有明顯的降低。其中，高加基準水位零位糾偏前后性能數(shù)據(jù)見表2。

1 號機組高加基準水位零位糾偏前后性能數(shù)據(jù)表2 可得，高加基準水位零位糾偏后，1 號機組熱耗率可下降34.36 kJ/kWh，占機組熱耗率的0.4%，折合發(fā)電煤耗約1.2 g/kWh。

3 結(jié)語

湛江電力有限公司1 號機組通過高加水位調(diào)整試驗，對每臺高加水位基準零點進行校正，從而降低了加熱器上、下端差，并取得良好的經(jīng)濟效果。目前，湛江電力有限公司已在另外3 臺機組推廣應(yīng)用，對降低發(fā)電成本起到積極的作用。

表2 1 號機組高加基準水位零位糾偏前后

〔1〕鄭展友．#1 機組輔機運行規(guī)程． 第四版〔S〕． 湛江電力有限公司運行標準，2013．

〔2〕張懷忠． 高壓加熱器JG －1000 －1 安裝圖〔S〕． 東方鍋爐股份有限公司，1988．

〔3〕宋明偉，袁龍． 300 MW 機組高壓加熱器端差大的原因分析〔J〕． 陜西電力，2008(12):92-94．

〔4〕劉通．#1 機組高低壓加熱器上下端差調(diào)整試驗報告〔R〕． 湛江電力有限公司，2013．

〔5〕陳慶輝． 300 MW 機組高壓加熱器運行經(jīng)濟性分析與改進措施〔J〕． 熱力發(fā)電，2006(8):38-41．