330MW机组给水温度偏低原因分析及措施

2012年02月第40卷第1期(总第218期)吉林电力JilinElectricPowerFeb．2012Vo1．40No．1(Ser．No．218)330MW机组给水温度偏低原因分析及措施AnalysisandTreatmentofIOWTemperatureFeedWaterin300MWUnit李志才，李家伟，张丽，林树岐(1．大唐珲春发电厂，吉林珲春133303；2。国电吉林龙华长春热电一厂，长春130052)摘要；针对330MW机组运行中给水温度偏低问题，通过对高压加热器系统、水位、水室检查，最终确定了给水温度偏低的主要原因为水室分隔板密封垫片冲刷严重密封间隙过大；水室分隔板预留孑L尺寸偏大。通过更换高压加热器水室分隔板、封堵6号高压加热器蒸汽冷却器水室分隔板部分预留孔等措施，使6、7号高压加热器给水端差分别降低了6．52C、7．95C，疏水端差分别降低了1．69C、1．92C，基本接近设计值，相同工况3号机给水温度提高了4．21C，解决了给水温度低的问题。关键词：给水温度；汽轮发电机组；高压加热器；分隔板中图分类号：TK172文献标志码：B文章编号：1009—5306(2012)O1—0043—02给水温度是汽轮发电机组的一项重要指标，给水温度降低，会引起汽轮机发电热耗率、煤耗率升高，使机组运行安全经济性下降。为确保机组安全经济运行，对于影响给水温度的高压加热器进汽压力、水位及高压加热器水室分隔板密封程度、旁路严密程度，钢管清洁程度等因素进行以下分析处理。1设备概况大唐珲春发电厂3号330Mw汽轮机是型号为N330—17．75／540／540亚临界一次中间再热冲动凝汽式三缸两排汽汽轮机。汽轮机热耗保证工况(THA)工况功率330MW，主蒸汽压力17．75MPa，主蒸汽、再热蒸汽温度均为540C，主蒸汽流量为919t／h，给水温度252．83C。每台机组配有HP7、HP6高压加热器，HP6蒸汽冷却器，设有高压加热器大旁路系统。采用的调速电动给水泵设计出口压力25．5MPa，经给水泵来的给水，通过给水人口三通阀进入高压加热器，热交换后通过给水出口三通阀进入锅炉；当高压加热器水位达到切除水位时，由液位开关发出信号，迅速关闭给水入口三通阀和出口三通阀，给水通过旁路进入锅炉。2存在问题收稿日期：2011-09—14作者简介：李志才(1966一)，男，高级工程师，从事节能管理工作。机组在2006年投运初期，给水温度能够达到设计值(THA工况252．83C)，2009年给水温度呈逐渐降低趋势，2010年4月3号机给水温度比设计值低5．44C，且6号、7号高压加热器给水端差比设计值高6．00℃左右，疏水端差比设计值高0．70C左右，影响机组安全经济运行。3原因查找3．1高压加热器系统检查对高压加热器系统抽汽逆止阀、进汽阀进行检查核对，均为全扑状态无节流。检查放空气系统，空气门开度正常，空气门调整给水温度及端差无明显变化。核对炉侧给水温度与高压加热器系统出口给水温度基本一致，说明高压加热器人出口三通阀严密，旁路无漏泄。3．2高压加热器水位核对与水位调整试验HP7高压加热器由过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段组成，HP6高压加热器由凝结段和疏水冷却段组成，HP6高加蒸汽冷却器由过热蒸汽冷却段组成。高压加热器疏水逐级自流，从HP7到HP6，从HP6到除氧器，水位控制见图1。当高压加热器水位达到高一值时，高水位报警；达到高二值时，高二值报警并全开事故疏水阀；达到高三值时，迅速打开给水旁路三通阀，自动关闭抽汽·43·2012年02月第40卷第1期(总第218期)吉林电力JilinElectricPowerFeb．2012Vo1．40No．1(Ser．No．218)HP7(7号高加热器)HP6(6号商加热器)HP6外置蒸冷器图1高加水位控制图止回阀及电动闸阀，开启抽汽管道疏水阀，打开启停放水门，解列高压加热器。2010年按照设计高压加热器水位控制图，逐台对水位进行核对并做好标记，对6号、7号水位进行了调整试验，试验中分别将6号、7号水位升至略高于高一值，上、下端差虽均呈下降趋势，但效果不明显，说明水位对给水温度影响较小。3．3高压加热器水室检查a．HP7、HP6高压加热器半球形水室焊在管板上，给水人出口接管和人孔均焊在半球形封头上，水室包括1个焊接于内壁的流程分隔板、流程分隔盖板、密封垫片，流程分隔盖板和密封垫片用螺栓固定在流程分隔板上。2010年3月对6、7号高压加热器水室进行了解体检查，发现水室分隔板密封垫片冲刷严重密封间隙过大，造成给水温度偏低。b．HP6蒸汽冷却器(HP6bis)与HP7、HP6高压加热器水室内部结构基本相同，不同点是在水室分隔板预留1个300mm×145mm的方孔，形成给水内部旁路，2011年3号机大修前试验三阀全开