摘要：高压加热器是利用汽轮机的部分抽汽对给水进行加热的装置。作为一种热量转换装置，主要应用于大型火电机组回热系统，能有效提高电厂的经济性，降低煤耗。本文介绍了300MW供热机组AGC投用对高加的影响及高加改造方案的优劣。
关键词：300MW；高压加热器；泄漏；改造
1 概述
华润化工园二期机组为2×300MW双抽汽轮发电机组，于2009年建成移交生产，主机设备为东方汽轮机有限公司产品；型号为：CC330/259.5/16.7/2.5/1.5/537/537，亚临界、中间再热、单轴、三缸两排汽、双抽凝汽式汽轮机。每台机组配置三台卧式、U形管、半球形水室高压加热器。三台高加采用串联方式布置，依据抽汽参数的高低分别被称作1号高加、2号高加、三号高加。3级高压加热器、1级除氧器和4级低压加热器组成8级回热系统。正常运行时，各级高压加热器疏水逐级自流至除氧器，低压加热器疏水逐级自流至凝汽器。3级高压加热器采用大旁路系统。
2高加泄漏的影响
高加泄漏不仅影响大型机组的稳定运行，而且使整个机组的热效率大大降低。高加泄漏后，由于水侧压力远高于汽侧压力，高加泄漏后会造成高加水位急剧升高，当水位保护未动作时，水位将淹没抽汽进口管道，蒸汽带水将返回到蒸汽管道，甚至进入汽轮机缸体，造成汽轮机水冲击事故。即使高加快速解列，当高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。总之，高加泄漏问题严重影响到机组的安全运行。
当高加解列后，给水温度由270℃降低为160℃，为使锅炉能够满足机组负荷，则必须相应增加燃煤量。根据高加停运后热平衡图[1]（热耗8156kJ/kWh）及THA工况热平衡图（热耗7889 kJ/kWh）测算，热耗升高257 kJ/kWh，影响发电煤耗上升约10g/kwh；同时锅炉燃料量增加后，风机、磨煤机等耗电量上升，影响发电厂用电率增加约0.5％。根据记录，华润化工园高加自投运起共泄漏停运1713小时，按照负荷240MW，煤价800元/吨标煤计算，增加燃料费用10×240×1713×800÷1000=3288960元；售电量降低240×0.5%×1713=2055.6MW，按上网电价0.401元/千万时计算，售电收益减少2055.6×0.401×1000=824295.6元，合计高加泄漏致使解列高加后，共损失约411万元。
3高加泄漏的分析
华润化工园二期高加自投产以来，高加泄漏不断，根据高加泄漏台账（见表一）可知，华润化工园#4机3号高加泄漏次数最多，自投运起共堵漏10次，而同批次生产和投运的#5机组高加基本无泄漏（见表二）。
表一：#4机高加泄漏记录台账
华润化工园300MW机组为双抽供热机组，三段抽汽处于座缸阀与旋转隔板之间，由于机组投用AGC，负荷及供热变化都造成座缸阀及旋转隔板开度变化，导致三抽温度频繁波动，#3高加汽侧温度交变最大。同时纯凝机组负荷降低时，各级抽汽温度同步降低，供热机组为保证供热母管压力，座缸阀及旋转隔板关小，#3高加抽汽温度变化剧烈，四段抽汽压力下降、进水温度急剧变化，进水温度下降，高加进汽量上升。
正常运行（负荷230-300MW）#4机#3高加进汽温度在440-475℃之间波动，整体温度比#1高加高30-40℃，比#2高加高130℃（见图三）；#1、2、3高加材质相同，#3高加温度最高，接近临界温度运行，金属热应力最大、热疲劳明显。
目前由于#4机组热耗偏高等原因， #5机主要接带供热，蒸发量稳定；供热量变化时，主要通过#4机组调整供热母管压力，供热流量低时，#4机组供热转热备。#4机供热调整频繁，供热量变化远超#5机组，供热调门、旋转隔板调整频繁，造成#4机主蒸汽流量较#5机波动大(见图四)，#4机#3高加运行工况较#5机恶劣。
综上所述#4机#3高加工况变化远远超过其余高加。
#4机#3高加蒸汽进口温度临近设计值，换热管壁长期处于临界状态下，温度交变使管壁产生热应力和热疲劳，造成高加泄漏。#4机#3高加蒸汽温度波动大（见图三），交变应力大。
图四 #4、#5主蒸汽流量曲线
#4机#3高加泄漏的原因为：#4机#3高加长期处于交变临界区域波动（进汽温度在440-475℃之间波动，设计温度470℃），管壁金属产生热应力与热疲劳，当热疲劳与热应力到达上限时管道发生泄漏；泄漏的管道对周围管束冲刷，未能及时隔离造成泄漏扩大。
4措施
4.1 常规措施
4.1.1做好压力容器堵漏台账，对高加是否继续可用做好评估。
4.1.2高加检查项目列入定检项目，磅压查漏，发现问题及时处理。
4.1.3高加检修时，全面检查管板及隔板，防止蒸汽冲刷现象发生；
4.1.4高加泄漏后，对漏点周边管道进行保护性堵管，消除泄漏隐患；
4.1.5焊接后进行金属探伤，保证焊口质量，避免重复发生泄漏。
4.1.6针对#4机#3高加三段抽汽温度交变严重，运行工况恶劣，对#3高加运行制定措施，增减供热时注意控制速度，减少蒸汽温度波动，发现高加泄漏后及时隔离，避免泄漏扩大。
4.2 改造措施
解决3号高压加热器的泄漏问题，除了在机组启停过程中严格控制加热器的温升外，还可以对3号高压加热器进行技术改造。改造方法如下：
方案一：增加外置蒸冷。以利用三抽的过热度，提高给水温度实现节能，同时三抽温度降低，有效的防止过热蒸汽冷却段冲刷。
方案二：用低温蒸汽与高温蒸汽进行混合，降低3号高压加热器入口温度。针对本工程具体情况，可以在二段抽汽或者冷段抽出一路与三段抽汽进行混合，降低三段抽汽温度。
方案三：为保证设备接口一致性和减少改造风险，计划将#4机组#3高加更换为更换上动厂同型号高加，并对对高加壳体材质，疏水系统、换热面积等根据目前高加进汽温度等状况进行优化。
方案对比分析
4.1.1方案一分析
蒸汽冷却器是合理利用抽汽过热度、提高机组热经济性的一种独立的换热器。该装置投入使用以后，对应级的抽汽放热量不是全部用于加热本级给水，而是通过它将一部分热量用于提高给水温度，降低机组热耗率。它将抽汽的过热充分合理的利用，减少了汽水换热温差，从而损失得以减少；蒸汽冷却器提高了该级加热器出口凝结水水温，排挤了高压抽汽，回热程度提高，从而热经济性得以提高。
外置式蒸汽冷却器主要有串联和并联两种方式。由于连接方式不同，其热经济效果也不相同，且有较大差异。一般来说，外置式串联蒸汽冷却器的热经济性比并联高，原因在于外置式串联蒸汽冷却器的进水温度比较高，传热过程平均温差较小，抽汽过热度利用充分，效果显著，但是给水系统阻力较大。并联方式能相对减少给水系统阻力，但是蒸汽冷却器进水温度较串联时低，传热温差大，同时给水分流后进入下一级加热器的主给水流量减少，相应的回热抽汽量有所减少，热经济相对较低。
相对比较，串联外置式蒸汽冷却器热经济性较好。大容量机组全流量串联式外置蒸汽冷却器的加工和制造有一定难度，壳体短粗，结构不太合理。所以，大容量机组推荐使用部分流量串联式外置蒸汽冷却器（包括水室内带旁路的全流量外置蒸汽冷却器，其实该种蒸汽冷却器应属部分流量串联式外置蒸汽冷却器）。
回热加热器中[1]，蒸汽的放热和给水吸热过程的T-S图如图五所示，其中c-d-e表示蒸汽的放热过程，a-b表示给水吸热过程。如果提高蒸汽的过热度，其放热过程变为c’-d’-e，显然换热温差增大，不可逆损失增加，必然影响机组的热经济性Ⅲ。增设3号高压加热器外置式蒸汽冷却器前，第3级抽汽的过热度高达270℃ 以上，影响机组的热经济性。
图五：蒸汽放热和给水吸热过程的T—S图
本方案采用一台外置式串联蒸汽冷却器方案，装设在过热度最大的再热之后的第一级抽汽处（即三段抽汽），三段抽汽过热蒸汽先经过蒸汽冷却器后再回到三号高加，如图六所示。从一号高加出来的高压给水在蒸汽冷却器中与三抽蒸汽热交换后再去锅炉
图六：外置蒸冷方案原则性流程图
3号高加改造后，机组热耗率降低，额定出力增加，发电煤耗、供电煤耗均会下降，可提高机组的经济性。由于机组效率的提高，在同一负荷下燃煤量减少，CO2、SO2和烟尘的排放量相应地大大降低，可有效地减轻对环境的污染，其环保效益显著。
4.1.2方案二分析
该方案是在3号高压加热器入口蒸汽管道上连接一路冷段来汽（图七），利用冷段蒸汽吸收三段抽汽的部分热量，降低三段抽汽的蒸汽温度，减少3号高加蒸汽冷却段的冲刷。而且两路蒸汽混合能把蒸汽热量完全利用，没有损失。
图七：增加冷段汽源方案原则性流程图
但是此种不同参数的蒸汽混合方法还存在下列问题：
由于三段抽汽和冷段抽汽压力不同，在两种蒸汽混合过程中，势必会造成三段抽汽压力升高，从而引起3号高压加热器超压。压力容器超压是《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中7.1.1条明确规定禁止发生的。
由于两种蒸汽压力不同，在蒸汽混合过程中会造成3段抽汽管道振动及超压。在三段抽汽蒸汽混合点前压力低，混合点后压力高，会出线蒸汽返流现象，也就是蒸汽逆向流向汽轮机方向，对三段抽汽管道上的隔离阀以及逆止阀都会造成冲击，以至影响汽轮机安全运行。
针对以上问题，此方案不仅违反了《防止电力生产事故的二十五项重点要求》，还对机组运行造成了很大的安全隐患，所以此方案不予考虑。
4.1.3方案三分析
华润化工园300MW机组为双抽供热机组，三段抽汽处于座缸阀与旋转隔板之间，由于机组投用AGC，负荷及供热变化都造成座缸阀及旋转隔板开度变化，导致三抽温度频繁波动，#3高加汽侧温度交变最大，#3高加易泄漏，同时，#4机作为供热调整机组，不似#5机供热稳定，交变较小，固#4机#3高加更易泄漏，高加泄漏不是设备问题，而是工况交变造成的，更换高加是可行的，同时厂家可根据现场实际工况，重新设计高加部分材质、调整三段式换热面积，使高加更加可靠，安全性更高。
华润化工园为供热机组，2.5MPa、1.5MPa供热工况时[2]，由于供热调门和旋转隔板存在节流，四段抽汽压力低，除氧器为滑压运行，造成除氧器出水温度低，#3高加进水温度低，#3高加负荷重，效率低； #3高加换热面积885㎡，由于堵管122根（总管数1163根），换热面积下降严重，使得#3高加超负荷运行；目前#4机组#3高加上端差5.5℃，下端差10℃，已远超设计值。本次高加换型，增加换热面积100㎡，设计上端差2.2℃，下端差≤5.6℃，上端差下降3.3℃，下端差下降4.4℃，影响煤耗下降约0.3g/kwh，按年利用小时6000小时计算，单台机组年标煤耗量减少540t，按标煤800元/t计算,年节约燃料费用约43.2万元。
4.1.3方案对比
相对于方案三，方案一#3高压加热器前置冷却器改造后给水温度较方案三上升2-3℃，机组热耗降低约6-7kJ/kWh，影响煤耗降低0.2g/kwh。按年利用小时6000小时计算，单台机组年标煤耗量减少360t，按标煤800元/t计算,年节约燃料费用约28.8万元。前置冷却器设备投资约100万元，土建及工程施工费约150万元，备件材料费约50万，总投资300万元，核算10.5年回收成本。
方案一增加前置冷却器部分投资高，回收周期长，效益不明显，同时施工难度大，施工安全风险高，方案三相对更安全、可靠。
结束语
高加泄漏会导致堵管率高，高加超负荷运行、给水温度下降造成机组安全可靠性、经济性均下降。通过改造可以解决#3高加易泄漏的现状。前置冷却器改造可有效减少3号高压加热器温度交变产生的交变应力，高加改造更换可提高3号高压加热器温度交变的承受力，从而降低了3号高压加热器泄漏的问题。上述两种改造方式皆可提高高加安全可靠性，同时提升高加出水温度提升了机组经济性。华润化工园#4机#3高加堵管已超10%，高加已达报废要求，从投资成本、回收周期及施工难度上选用了高加改造更换的方案更为适合。
参考文献:
[1]严家騄，王永青.工程热力学（第二版）.中国电力出版社
[2] 吴季兰.汽轮机设备及系统（第二分册）.中国电力出版社
论文作者:董晓宇
论文发表刊物:《电力设备》2019年第3期
论文发表时间:2019/6/6
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