华能玉环发电厂#2机组加热器水位调整试验报告.docx
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华能玉环发电厂#2机组加热器水位调整试验报告.docx
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华能玉环发电厂#2机组加热器水位调整试验报告
密级
检索号16-100226
杭州意能电力技术有限公司
科学技术文件
浙江华能玉环电厂#2机组
加热器水位调整试验报告
二〇一〇年七月
浙江华能玉环电厂#2机组
加热器水位调整试验报告
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审核者:
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摘要本文介绍了浙江华能玉环电厂#2机组加热器水位调整试验情况,包括试验方法、目的等,并根据试验结果提出各台加热器运行的最低允许水位,分析了疏水端差对机组经济性的影响,试验结果供电厂运行作参考。
关键词浙江华能玉环电厂加热器水位调整
1概述
浙江华能玉环电厂4×1000MW工程是国家“863”计划引进超超临界机组技术、逐步实现国产化的依托工程,汽轮机为上海汽轮机厂和德国SIEMENS公司联合设计制造的N1000-26.25/600/600(TC4F)型1000MW超超临界、一次中间再热式、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。
加热器作为电厂热力系统的重要辅助设备,其运行状况的优劣不仅影响机组的安全性,同时对机组的经济性也有较大的影响。
要使加热器安全经济运行,首先应保证加热器在正常、稳定的水位下运行。
当水位降低或无水位运行时,会使疏水冷却段进口(吸水口)露出水面,蒸汽进入疏水冷却段,产生下列失常情况:
1)造成疏水端差的变化大;2)由于泄漏的蒸汽热损失,使性能恶化;3)在疏冷段进口处和疏冷段内引起冲蚀性危害,而使管子损坏。
而另一种极端运行状况是:
当加热器运行水位偏高时,淹没过多的换热管子,导致换热面积减少使出水温度偏低,甚至导致加热器满水现象发生,影响机组的安全运行。
表1玉环#2机组2010年C修后加热器端差试验结果
参数名称
单位
设计值
2010年C修后1000MW
2010年C修后750MW
高加A
高加B
高加A
高加B
1号高加
加热器上端差
℃
-1.7
-1.0
1.3
-2.2
0.3
加热器下端差
℃
5.6
11.8
6.2
12.2
3.0
2号高加
加热器上端差
℃
0
3.8
3.2
1.4
0.6
加热器下端差
℃
5.6
8.6
10.8
5.5
9.7
3号高加
加热器上端差
℃
0
3.2
4.1
2.1
2.9
加热器下端差
℃
5.6
8.8
8.6
7.2
7.0
5号低加
加热器上端差
℃
0
1.9
0.9
加热器下端差
℃
5.6
5.1
4.4
玉环#2机组2010年C修后试验加热器端差如上表1所列。
由于加热器端差是可以通过调整加热器运行水位进行控制的参量。
为提高#2机组加热器运行经济性能,受华能玉环电厂委托,杭州意能电力技术有限公司针对#2机组#1~3高加、#5低加进行了水位调整试验。
1.1试验目的
通过调整加热器水位,获得不同水位条件下加热器端差,从而确定#2机组加热器最佳运行水位,以提高机组运行的安全性、经济性。
1.2试验标准
JB/T5862-91汽轮机表面式给水加热器性能试验规程;
水和水蒸汽性质参数采用“工业用水和水蒸汽热力性质计算公式IAPWS-IF97”计算得到。
1.3试验范围
华能玉环电厂#2汽轮发电机组。
2试验工况
750~1000MW负荷工况。
3试验参数测量
本次试验是常规性热力性能试验,试验测量参数主要借用机组运行数据采集系统(DAS)采集的运行参数。
为此,在试验前编制了数据采集文件,在试验进行时记录和保存试验数据。
4试验情况
试验前申请机组负荷的“电话调度”,机组负荷相对稳定,联系电厂热工人员将加热器水位高2、高3值联锁保护撤出。
4.1#1高压加热器A试验情况
图1为#1高加A水位调整试验时机组负荷、水位的变化曲线。
图2为900负荷下#1高加A上、下端差随水位变化的关系曲线。
机组负荷为900MW时,#1高加A水位由正常运行水位216mm(DCS值,下同)缓慢降低,此时疏水端差为11.8℃。
逐步降低加热器水位,当水位降低至约180mm,疏水端差有明显变化,水位至170mm时,疏水端差迅速上升至18℃,说明该水位已经不能完全封住加热器疏水口,因此#1高加A的水位运行值不能低于180mm。
4.2#1高压加热器B试验情况
#1高加B水位调整试验机组负荷为750MW,其端差随水位变化情况如图3。
#1高加B正常运行水位为200mm,此时疏水端差约3.5℃,当逐步降低水位至160mm时,疏水端差骤然上升至10.6℃,试验最低水位为140mm,此时疏水端差已上升至20℃。
说明此时水位太低,疏水冷却效果大大降低。
然后逐步提高#1高加B运行水位,由图3可知,当#1高加B水位上升至400mm的过程中,加热器上/下端差变化不大。
因此#1高加B允许最低水位为180mm左右。
4.3#2高压加热器A/B试验情况
#2高加A/B水位调整试验同时进行,固定机组负荷为950MW。
#2高加A加热器端差与水位变化关系如图4。
#2高加A正常运行水位为300mm,此时疏水端差为9.1℃。
逐步降低#2高加A运行水位,当水位为250mm时,疏水端差为12℃;当运行水位最低至230mm时,疏水端差高达18℃。
然后逐步提高#2高加A运行水位,当水位从280mm上升至350mm,#2高加A疏水端差下降0.5℃,而上端差基本不变。
因此#2高加A允许最低280mm。
当水位为380mm时,由于#2A疏水调节阀出现卡涩现象,水位晃动至550mm。
而图4中的加热器下端差、上端差也没有明显变化。
图5为#2高加B上、下端差随运行水位变化曲线,其正常运行水位为300mm。
当#2高加B水位降低至230mm,疏水端差由正常运行时的11.8℃上升至18.2℃;当水位逐步上升,至430mm时,#2高加B端差变化不大。
因而#2高加允许最低水位约为280mm。
4.4#3高压加热器A/B试验情况
#3高加A/B水位调整试验同时进行,固定机组负荷为950MW。
图6为#3高加A水位调整试验结果。
从图中可知,#3高加A水位在200~400mm变化范围内,加热器端差变化不大。
当水位低于200mm时,疏水端差出现大幅度上升;当水位超过400mm时,上端差开始有增加趋势。
因而#3高加A允许运行最低水位为200mm。
图7为#3高加B水位调整试验结果,与#3高加A的试验结果基本相同。
因而#3高加A允许运行最低水位也为200mm。
4.5#5低压加热器试验情况
图8为#5低加水位调整试验结果,从图中可知:
在水位350~450mm变化范围内,加热器下端差及温升变化很小;当水位从350mm下降至340mm时,疏水端差大幅上升至28℃;当#5低加水位超过450mm时,疏水端差、出水端差的变化不大。
因而#5低加最低允许水位为350mm。
5对机组经济性的影响
从上述试验情况可知,#1~3高加A/B以及#5低加目前运行水位基本正常。
通过抬高加热器运行水位,可略微降低加热器疏水端差:
#1高加A疏水端差下降约2℃,而#3高加A/B下降约1℃。
采用等效焓降法计算疏水端差对机组经济性的影响,在计算过程中,假定锅炉效率不变,机组供电煤耗率为290g/kWh,计算结果见下表2。
表2用等效焓降法计算高加疏水端差变化对机组供电煤耗率影响结果
参数名称
疏水端差变化量℃
影响机组热耗率
影响机组供电煤耗率g/kWh
#1高加
1.00
0.0004%
0.0011
#3高加
1.00
0.0035%
0.0101
6试验小结
通过对#1~3高加以及#5低加水位调整试验可知,目前#2机组高、低压加热器运行水位比较正常,均在试验得出的最低允许水位之上。
根据试验结果,各加热器经济水位允许波动范围如下表3所示。
从表中数据来看,各加热器目前正常运行水位都在允许波动范围之内。
表3各加热器水位允许波动范围推荐表
加热器
目前正常运行水位mm
允许波动范围试验值
疏水端差降低值*℃
#1高加A
220
180~320
2.0
#1高加B
200
180~270
0.5
#2高加A
300
280~350
0.5
#2高加B
300
280~380
0.5
#3高加A
320
200~400
1.0
#3高加B
300
200~400
1.0
#5低加
380
350~450
-
注*:
表示从目前运行水位提高到高水位时加热器疏水端差变化量。
另外,试验结果表明:
#1高加A、#3高加A/B可通过提高运行水位略微提高机组运行经济性,降低机组供电煤耗率约为0.011g/kWh。
但考虑到在机组正常运行过程中,机组参与调峰比较频繁以及加热器水位联锁保护等因素,建议电厂加热器水位仍保持目前正常运行状态。
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