張鴻軍，余德雷

(國家電投協(xié)鑫濱海發(fā)電有限公司，江蘇 濱海 224500)

1 000 MW超超臨界機(jī)組的運(yùn)行參數(shù)很高，節(jié)能降耗效果明顯，已經(jīng)成為火電機(jī)組發(fā)展的方向[1]。隨著對超超臨界機(jī)組運(yùn)行安全性和經(jīng)濟(jì)性要求的不斷提高，當(dāng)前國內(nèi)外大型機(jī)組為了降低回?zé)岢槠倪^熱度均普遍采用增設(shè)外置蒸汽冷卻器的方案。該方案技術(shù)難度較低，可有效利用相應(yīng)抽汽級的過熱度，取得較好的節(jié)能效果[2-3]。

目前，行業(yè)中普遍存在外置蒸汽冷卻器溫升(外置蒸汽冷卻器給水的出口溫度減去進(jìn)口溫度)無法達(dá)到設(shè)計(jì)值和溫升偏低的異?，F(xiàn)象[4-5]，本文將針對此異?，F(xiàn)象進(jìn)行分析及處理。

1 設(shè)備結(jié)構(gòu)及設(shè)計(jì)運(yùn)行參數(shù)

某電廠2×1 050 MW 超超臨界燃煤機(jī)組鍋爐是哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司自主設(shè)計(jì)制造的一次中間再熱、超超臨界變壓運(yùn)行直流鍋爐，型號為HG-3077/28.3-YM4，汽輪機(jī)型號為N1050-27/600/610，回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)計(jì)九級抽汽，采用三高五低一除氧器布置，其中三段抽汽來自再熱后汽輪機(jī)中壓缸的第六級抽汽，溫度較高，THA工況下3段抽汽溫度為473.0 ℃，壓力為2.309 MPa，而該抽汽壓力對應(yīng)的飽和溫度較低，僅為220 ℃，蒸汽過熱度達(dá)到253 ℃，低負(fù)荷階段過熱度更高，造成對應(yīng)的3號高壓加熱器換熱溫差大，換熱過程不可逆的熱量損失較大[6]。在3號高壓加熱器前增設(shè)外置蒸汽冷卻器，可以有效降低回?zé)岢槠^熱度，進(jìn)一步減少冷端損失，提高循環(huán)熱效率[7-8]。

某電廠外置蒸汽冷卻器型式為 U 形管、雙流程、臥式，布置在汽機(jī)房 25 m層。該廠外置蒸汽冷卻器的主要技術(shù)參數(shù)見表1。

表1 某電廠外置蒸汽冷卻器主要技術(shù)參數(shù)

外置蒸汽冷卻器設(shè)置在1號高加出口處，高過熱度的汽輪機(jī)三段抽汽首先進(jìn)入外置蒸汽冷卻器，釋放一部分熱量加熱通過1號高加30%容量的給水，隨后過熱度降低的三段抽汽從外置蒸汽冷卻器上部引出后進(jìn)入3號高壓加熱器加熱溫度較低的給水。一方面使3號高加入口蒸汽溫度大幅下降，加熱器內(nèi)的換熱溫差明顯減小，進(jìn)而降低了回?zé)峒訜崞鲹Q熱過程中因溫差導(dǎo)致不可逆的火用損，有效降低熱耗。同時(shí)提高了最終給水溫度，減少鍋爐內(nèi)的換熱溫差和不可逆損失，進(jìn)而降低鍋爐的火用損[9-10]。另外，在國家“30·60”雙碳戰(zhàn)略目標(biāo)下，中國電力在“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的發(fā)展方針下，煤電機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行或深度調(diào)峰必將成為常態(tài)。煤電機(jī)組深度調(diào)峰存在許多困難，其中SCR入口煙溫過低就是問題之一，而外置蒸汽冷卻器的設(shè)置可以有效提高最終給水溫度，降低省煤器的吸熱量，在40%深度調(diào)峰下能有效保證SCR入口煙溫在規(guī)定數(shù)值范圍內(nèi)。

外置蒸汽冷卻器啟動(dòng)初期產(chǎn)生的疏水或外置蒸汽冷卻器水側(cè)泄漏時(shí)其內(nèi)部疏水通過水平衡管疏至3號高加凝結(jié)段。某電廠高加給水及疏水系統(tǒng)圖見圖 1所示。

圖1 某電廠高加給水及疏水系統(tǒng)圖

2 運(yùn)行異常情況

2.1 外置蒸汽冷卻器運(yùn)行參數(shù)分析

某電廠自2017年投產(chǎn)以來，兩臺(tái)機(jī)組均多次出現(xiàn)機(jī)組啟動(dòng)后外置蒸汽冷卻器給水溫升偏低的異常情況，例如2020年8月2日和11月5日兩臺(tái)機(jī)組分別啟動(dòng)后外置蒸汽冷卻器給水溫升均低于10 ℃，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值，1號機(jī)組同等工況下外置蒸汽冷卻器參數(shù)對比見表2，2號機(jī)組同等工況下外置蒸汽冷卻器參數(shù)對比見表3。

表2 1號機(jī)組同等工況下外置蒸汽冷卻器參數(shù)對比

表3 2號機(jī)組同等工況下外置蒸汽冷卻器參數(shù)對比

通過參數(shù)對比發(fā)現(xiàn)兩臺(tái)機(jī)組啟機(jī)后外置蒸汽冷卻器給水溫升均明顯偏低，相比之前同等工況降低約7 ℃，給水溫度下降約2 ℃。

2.2 機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響

表4和表5分別給出了1號機(jī)組THA工況下外置蒸汽冷卻器在工況1(溫升正常)和工況2(溫升偏低)的主要熱力參數(shù)和高加系統(tǒng)參數(shù)

表4 THA工況下外置蒸汽冷卻器主要熱力參數(shù)

表5 THA工況下外置蒸汽冷卻器高加系統(tǒng)參數(shù)

由表4和表5可知，外置蒸汽冷卻器溫升偏低(工況2)時(shí)，3號高加抽汽溫度有所上升，導(dǎo)致3號高加抽汽流量有所減少，其余各級高加抽汽流量變化較小，主蒸汽流量有所減少。同時(shí)，外置蒸汽冷卻器溫升偏低導(dǎo)致最終給水溫度有明顯下降。

外置蒸汽冷卻器溫升偏低后高加系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)發(fā)生了明顯變化，利用PEPSE軟件進(jìn)行計(jì)算，可以獲得經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的定量分析結(jié)果，THA工況下機(jī)組經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)比較見表6，其中標(biāo)煤價(jià)按850元/t計(jì)算。

表6 THA工況下機(jī)組經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)比較

由表6可知，當(dāng)外置蒸汽冷卻器溫升偏低時(shí)，導(dǎo)致最終給水溫度下降2.2 ℃，汽機(jī)熱耗率增加6 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗增加0.2 g/(kW·h)，兩臺(tái)機(jī)組全年煤炭成本增加約150萬元。

3 原因分析

外置蒸汽冷卻器給水溫升異常，可能有以下幾點(diǎn)原因：

(1)三段抽汽電動(dòng)門未全開，抽汽量偏小。就地檢查確認(rèn)三段抽汽電動(dòng)門處于全開位置，未存在節(jié)流現(xiàn)象，排除了三段抽汽電動(dòng)門未全開的可能。

(2)外置蒸汽冷卻器存在不凝結(jié)氣體影響換熱效果。運(yùn)行人員就地開啟外置蒸汽冷卻器殼側(cè)(汽側(cè))排氣門進(jìn)行排氣后溫升并未升高，排除了外置蒸汽冷卻器存在不凝結(jié)氣體的可能。

(3)外置蒸汽冷卻器進(jìn)水室與出水室分隔板密封圈損壞。分隔板密封圈損壞后部分給水會(huì)不經(jīng)過U型熱交換管直接通過分隔板密封圈由進(jìn)水室滲漏至出水室，造成部分給水短路，換熱效果變差，溫升下降。

停機(jī)后檢修人員對外置蒸汽冷卻器進(jìn)水室與出水室分隔板密封圈進(jìn)行詳細(xì)檢查，未發(fā)現(xiàn)有損壞現(xiàn)象，排除了水室分隔板密封圈損壞的可能。

(4)外置蒸汽冷卻器熱交換管束泄漏。對比歷史數(shù)據(jù)，同等工況下3號高加正常疏水調(diào)門開度基本一致，且外置蒸汽冷卻器高液位開關(guān)未報(bào)警，停機(jī)后檢修人員對外置蒸汽冷卻器進(jìn)行全面檢查，未發(fā)現(xiàn)管束泄漏，排除了蒸汽冷卻器熱交換管束泄漏的可能。

(5)外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封破壞。部分3段抽汽蒸汽直接通過外置蒸汽冷卻器水平衡管竄入3號高加，造成外置蒸汽冷卻器內(nèi)部熱交換管未能進(jìn)行充分換熱。

運(yùn)行人員就地測量外置蒸汽冷卻器水平衡管保溫隔熱層溫度為80 ℃，而正常溫度應(yīng)在30 ℃，由此可以判斷外置蒸汽冷卻器給水溫升偏低的原因是外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封破壞，造成抽汽只對外置蒸汽冷卻內(nèi)部分熱交換管進(jìn)行換熱，部分蒸汽直接通過外置蒸汽冷卻器水平衡管竄入3號高加，外置蒸汽冷卻器水平衡管水封破壞時(shí)蒸汽流程示意圖如圖2所示。

圖2 外置蒸汽冷卻器水平衡管水封破壞時(shí)蒸汽流程示意圖

由水封原理可知：

P外-P3=ρgH

(1)

式(1)中，P外為3段抽汽至外置蒸汽冷卻器壓力；P3為3段抽汽至3號高加壓力；H為水平衡管U型水封水柱高度；ρ為水密度；g為重力加速度。

兩臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)以來，高加汽側(cè)投運(yùn)均采用傳統(tǒng)方式投運(yùn)即按抽汽壓力由低到高的順序投運(yùn)，其投運(yùn)主要步驟如下：

(1)緩慢開啟3號高加抽汽電動(dòng)門，投運(yùn)3號高加汽側(cè)。

(2)緩慢開啟2號高加抽汽電動(dòng)門，投運(yùn)2號高加汽側(cè)。

(3)緩慢開啟1號高加抽汽電動(dòng)門，投運(yùn)1號高加汽側(cè)。

(4)調(diào)整各高加水位，將疏水改走正常疏水，關(guān)閉高加危急疏水。

當(dāng)采用上述傳統(tǒng)投運(yùn)方式時(shí)，無法對外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封進(jìn)行注水操作，如果外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封液柱高度偏低即P外-P3>ρgH時(shí)，投入3號高加汽側(cè)時(shí)部分3段抽汽會(huì)直接由外置蒸汽冷卻器水平衡管竄入3號高加，使外置蒸汽冷卻器內(nèi)部分熱交換管無法進(jìn)行充分換熱，從而出現(xiàn)外置蒸汽冷卻器溫升偏低的現(xiàn)象。正是因?yàn)榇嗽?，兩臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)以來，多次出現(xiàn)機(jī)組啟動(dòng)后外置蒸汽冷卻器溫升偏低的現(xiàn)象。

4 解決方法探討

某電廠并未設(shè)計(jì)外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水系統(tǒng)，故投運(yùn)3號高加前無法手動(dòng)對該U型水封進(jìn)行注水操作，如果水封高度不夠，會(huì)造成外置蒸汽冷卻器溫升偏低，在3號高加正常運(yùn)行中是無法通過調(diào)整使溫升恢復(fù)正常，必須在3號高加投運(yùn)前保證其水封正常。根據(jù)機(jī)組運(yùn)行中不同的工況，分兩種情況分別進(jìn)行探討。

4.1 機(jī)組啟動(dòng)階段

某電廠啟動(dòng)初期采用鄰機(jī)2段抽汽加熱給水，以提高鍋爐最終給水溫度，縮短機(jī)組啟動(dòng)時(shí)間和減少機(jī)組啟動(dòng)過程中的耗油量。通過對系統(tǒng)進(jìn)行深入分析發(fā)現(xiàn)在機(jī)組啟動(dòng)階段投入臨機(jī)加熱后，可以通過2號高加疏水對外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水，外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水流程示意圖如圖3所示，高加汽側(cè)投運(yùn)主要步驟如下：

圖3 外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水流程示意圖

(1)開啟鄰機(jī)2段抽汽至2號高加電動(dòng)門。

(2)當(dāng)2號高加建立正常水位后，開啟2號高加至3號高加正常疏水調(diào)門向外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水。

(3)調(diào)整3號高加事故疏水調(diào)門控制3號高加水位可見并保持。

因外置蒸汽冷卻器水平衡管未安裝水位測點(diǎn)，無法直接監(jiān)視其水柱高度。由聯(lián)通器原理，結(jié)合圖2可知，外置蒸汽冷卻器水平衡管內(nèi)水柱高度可表示為：

H=H3+H2-H1

(2)

式(2)中，H為外置蒸汽冷卻器水平衡管內(nèi)水柱高度；H3為3號高加水位；H2為3號高加安裝高度；H1為外置蒸汽冷卻器水平衡管安裝最低高度。由圖2可知，H2-H1=10.5 m。

3段抽汽經(jīng)過外置蒸汽冷卻器后進(jìn)入3號高加，壓降小于0.1 MPa，即外置蒸汽冷卻器水平衡管內(nèi)水柱高度H>10 m即可滿足水封要求，保證3段抽汽無法通過外置蒸汽冷卻器水平衡管竄入3號高加。由此可知，當(dāng)3號高加水位可見時(shí)，一定能保證外置蒸汽冷卻器水平衡管內(nèi)水柱高度H>10.5 m，滿足水封要求。

(4)投運(yùn)3號高加汽側(cè)。

(5)投運(yùn)2號高加汽側(cè)。

(6)投運(yùn)1號高加汽側(cè)。

4.2 機(jī)組運(yùn)行中高加解列后再次投運(yùn)

機(jī)組運(yùn)行中高加解列后再次投運(yùn)時(shí)因不使用鄰機(jī)加熱系統(tǒng)，此時(shí)采用改變高加汽側(cè)抽汽先低后高的傳統(tǒng)投運(yùn)順序，先投運(yùn)2號、1號高加汽側(cè)，利用2號高加疏水向外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水。外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水流程示意圖如圖4所示，高加汽側(cè)投運(yùn)主要步驟如下：

圖4 外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水流程示意圖

(1)投運(yùn)2號、1號高加汽側(cè)。

(2)當(dāng)2號高加建立正常水位后，通過2號高加至3號高加正常疏水向外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水。

(3)調(diào)整3號高加事故疏水調(diào)門控制3號高加水位可見并保持。

(4)投運(yùn)3號高加汽側(cè)。

5 實(shí)施與效果

2020年11月25日，1號機(jī)組啟動(dòng)過程中投入臨機(jī)加熱后開啟2號高加正常疏水，將疏水導(dǎo)入3號高加，利用2號高加疏水對外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水，注水至3號高加水位可見后投運(yùn)3號高加汽側(cè)，機(jī)組啟動(dòng)結(jié)束后，同等工況下外置蒸汽冷卻器給水溫升提高了近10 ℃，達(dá)到17 ℃，主給水溫度提高2.8 ℃，達(dá)到設(shè)計(jì)值。

2020年12月16日，2號機(jī)組運(yùn)行中高加因缺陷解列檢修后恢復(fù)高加時(shí)采用改變傳統(tǒng)高加汽側(cè)抽汽投運(yùn)順序，首次采用先投運(yùn)2號、1號高加汽側(cè)抽汽，當(dāng)2號高加建立正常水位后，通過2號高加至3號高加正常疏水為外置蒸汽冷卻器水平衡管U型水封注水，注水至3號高加水位可見后再投運(yùn)3號高加汽側(cè)抽汽。高加投運(yùn)正常后，同等工況下外置蒸汽冷卻器給水溫升提高了近10 ℃，達(dá)到16.8 ℃，主給水溫度提高2.9 ℃，達(dá)到設(shè)計(jì)值。兩臺(tái)機(jī)組外置蒸汽冷卻器參數(shù)見表7。

表7 兩臺(tái)機(jī)組外置蒸汽冷卻器參數(shù)

同理利用PEPSE軟件進(jìn)行計(jì)算，可以獲得經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的定量分析結(jié)果，THA工況下機(jī)組經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)比較見表8。

表8 THA工況下機(jī)組經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)比較

由表8可知，當(dāng)外置蒸汽冷卻器溫升提高后，兩臺(tái)機(jī)組最終給水溫度提高約2.8 ℃，汽機(jī)熱耗率降低6 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗降低0.21 g/(kW·h)，兩臺(tái)機(jī)組全年節(jié)約煤炭成本約160萬元。

6 結(jié)語

隨著外置式蒸汽冷卻器在大機(jī)組中普遍應(yīng)用，外置式蒸汽冷卻器運(yùn)行異常的事件時(shí)有發(fā)生，而造成外置蒸汽冷卻器給水溫升異常的原因有很多，此次某廠兩臺(tái)機(jī)組外置蒸汽冷卻器溫升異常的原因比較特殊和具有代表性，通過曲線分析和現(xiàn)場排查，最終確認(rèn)外置蒸汽冷卻器給水溫升異常的原因是水平衡管U型水封被破壞，致使三段抽汽只對外置蒸汽冷卻內(nèi)部分熱交換管進(jìn)行換熱，部分蒸汽直接通過外置蒸汽冷卻器水平衡管竄入3號高加，造成溫升下降。在未增加任何投資和技改的情況下，通過對原有系統(tǒng)分析，改變傳統(tǒng)抽汽投運(yùn)順序后徹底解決了這一行業(yè)難題，兩臺(tái)機(jī)組最終給水溫度提高約2.8 ℃，汽機(jī)熱耗率降低6 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗降低0.21 g/(kW·h)，兩臺(tái)機(jī)組全年節(jié)約煤炭成本約160萬元，有效提高了機(jī)組運(yùn)行可靠性和熱經(jīng)濟(jì)性。