张振群
【摘 要】 高压加热器具有能耗低、结构紧凑、占地面积少以及耗用材料省等多方面的优点，同时能够非常有效的对疏水水位、疏水流速以及缩小疏水端差进行严格的控制。但是在高压加热器的设计过程中，其中存在的问题也是不容忽视的。本文就针对珠江电厂高压加热器设计中存在的问题进行有效的分析和试验治理。
【关键词】 高压加热器 水位测量 端差 改进 试验 治理
现阶段高压加热器的安全性已经成为重点关注的问题，在对高压加热器进行设计的时候，需要根据其中存在的问题来进行相应的调整。本文首先简述给水回热系统的设计和特点以及高压加热器设计中存在的问题，其次分析高压加热器水位测量改进和水位试验及调整，最后得出水位测量和调整对端差影响及效果。
1 给水回热系统的设计及特点
随着大容量机组投产比例的增大，给水回热系统加热器运行可靠性将更为严重影响机组的安全经济运行和整个电网的安全，高压加热器的安全经济运行是提高机组效率保证出力和可靠性的关键。现代大容量机组为了提高运行经济性无一例外采用给水回热循环系统，为了保证机组高压加热器的安全性和可靠性并适应节能调度和经济减排的珠江三角洲地区严控要求，珠江电厂4×300MW汽轮机组高压给水系统设计为一个大旁路和三个小旁路，各级高压加热器采用疏水逐级自流至除氧器；运行中由于给水压力、温度较高且系统性较强，因此给水加热器合理的水位和端差将严重影响机组的安全经济性。
2 高压加热器设计存在问题
珠江电厂在机组投产初期，N300-16.7/537/537汽轮机各级抽汽的实际运行参数，存在与机组高压加热器设计压力不匹配的现象。根据现场的情况制造厂多次进行核算，调整了高加热器汽侧运行参数以满足机组安全运行，并将#1～3高压加热器汽侧安全门运行中的动作数值进行调整，具体的给水回热系统高压加热器的设计、运行调整参数如表2-1。
3 高压加热器水位测量改进和水位试验及调整
3.1 高压加热器水位测量的改进
高压加热器水位测量采用变送器和DCS构成的闭环控制系统以其测量准确，调节品质好，维护量小，劳动强度低，并且投资少的优势，正在越来越受到多数电厂的接受。珠江电厂2001年起利用机组计划检修DCS控制系统改造，全部取消加热器基地调节仪，将水位接入DCS控制，采用典型的PI单回路控制。
改造后原加热器水位正常疏水门除具备调节功能外，还具保护功能，执行机构选用气动执行机构，通过DCS内部超驰功能，实现当水位高于某一定值时，快速打开调整正常疏水门，2个系统各自独立，每个系统有各自不同的液位定值，其水位取自同一个液位信号。高压加热器基调仪改造为DCS控制，运行人员可以直接通过DCS手/自动操作。三台高压加热器现场水位量程的工程值均调整改为（0～700）mm，0mm对应每台高压加热器的最底部，700mm对应从高压加热器的最底部往上700mm，但具体的高低报警联锁值有所相同具体数据如下表3-1。
3.2 高压加热器水位试验和调整完善及效果
为了确定高压加热器实际运行最佳水位，首先记录加热器各项参数（给水进出口温度、疏水出口温度、进汽压力、疏水调节阀开度、水位计读数等），作为试验和调试初始参数，然后通过调整液位控制器的设定值，使水位以一定幅度上升。每次调整设定值后，必须稳定5～15min，再记录各参数，逐次抬高水位，直至水位显示装置满水或将要满水。
根据试验结果，经过综合分析后决定，对现场零位的核实并对#1、2高压加热器的水位进行提高，将正常水位提高并确定在中心线以下440mm。同时，根据#3高压加热器的设备状态（堵管数量144根占10.35%）和运行效果进行整体改造更换处理，将其冷却面积由原来得820m2增加到850m2。综合上述试验结果和更换后#3高压加热器的结构特点，决定统一将正常运行水位由设计要求中心线往下532mm提高到中心线以下440mm。经过上述的改造完善处理后，再次对高压加热器水位进行调整后运行试验，结果如表3-1。
高压加热器水位测量和#3高加整体改造更换以及水位试验调整后，加热器上端差和给水温度比较改造调整前分别下降6℃和上升5℃以上，而且与其它机组比较给水温升约低4℃；#3高压加热器改进更换和水位调整后，给水的温升由28.2上升到35.9℃，运行下端差由12.54下降到6.09℃。但#1高压加热器的端差变化不大，因此在机组计划检修再次对水侧进出口隔板垫片进行彻底更换，而且根据#1高压加热器调整前后试验结果和综合考虑机组的安全运行，将#1高压加热器正常运行水位确定在50mm。最后将#1高压加热器的上端差下降到10.45℃、给水温升上升了约2℃。通过上述的改造试验调整后大大提高机组运行的经济和安全性，改造试验调整完善后的测量和效果如图3-3所示。
4 水位测量和调整对端差影响及效果
通过对#1～4机组高压加热器水位基调仪通过进如DCS控制改进和#3高压加热器改造更换后以及水位调整试验后，水位测量准确能全量程显示高压加热器内部水位，水位自动调节品质良好，明显优于基调仪调节。因此运行人员根据能够负荷的变化，在CRT上进行设定、调整效果很好。高压加热器水位改为变送器测水位，减少迟延、呆滞、死区等缺陷，提高灵敏度，将原来基调仪调节水位范围±50mm，改为DCS控制后水位调节范围精确到±10mm，稳定加热器运行水位和降低端差，保证设计给水温度。从而提高机组效率和降低煤耗，避免高压加热器水位开关温度过高造成高压加热器误解列。改造后，高压加热器水位的稳定性对根据现场机组运行参数估算，高压加热器水位调节稳定。
针对对300MW机组，根据理论计算和运行试验结果：高压加热器疏水端差降低1℃，机组热耗率将减少约0.06%。通过对#1～3高压加热器处理后和对汽侧空气进行规范调节排尽后试验数据结果见表4-1；改造调整后最终试验结果统计表明：#1高压加热器端差下降8.5℃、#1高压加热器端差下降6.8℃、#1高压加热器端差下降18.6℃，经计算一台300MW机组一年可节省燃煤890吨以上计算数据结果见表4-2，取得经济和环保效益可想而知。
此外，高压加热器运行水位低，导致其疏水端差加大，使部分蒸汽进入疏水冷却段，对该段管束产生严重的冲蚀破坏，缩短整个加热器寿命，而且对加热器及其附属设备的运行安全性危害很大。疏水温度偏高使疏水调节阀内汽化加剧，一方面由于冲蚀阀芯导致其调节特性恶化，工作可靠性降低；另一方面，调节阀后的汽液两相流动，严重时会引起疏水管道强烈振动，对设备和人身安全都造成很大威胁。
本文首先通过校核珠江电厂300MW机组汽轮机抽汽系统超标对高压加热器安全性的影响及调整，接着经过水位基地仪和DCS控制系统的水位基地仪进行和水位控制逻辑保护进行改造，再通过现场实验综合分析调整从安全经济性上达到最佳运行水位，以达到机组运行高压加热器端差最合适和水位调节稳定，最终可提高锅炉给水温度5℃，端差至少下降6.8℃以上，使机组煤耗可降低0.7kg/kWh；为同类型机组改进和运行指导提供重要参考价值。
参考文献：
[1]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册.火电站系统与辅机，机械工业出版社，2001.
[2]中华人民共和国电力工业部.300MW级汽轮机运行导则.中国电力出版社，1997.
[3]国家电力公司热工研究院.国产引进型300MW机组动力运行情况及存在问题调查报告，1998.
[4]国电热工研究院.广州珠江电厂一期2×300MW发电机组状况评估报告，2003.
[5]哈尔滨锅炉厂.高压加热器产品强度计算书，2003.
[6]哈尔滨锅炉厂.高压加热器产品设计使用说明书，2003.
[7]广州珠江电厂.集控运行规程，2005.
[8]广州珠江电厂.汽轮机检修规程，2006.
【摘 要】 高压加热器具有能耗低、结构紧凑、占地面积少以及耗用材料省等多方面的优点，同时能够非常有效的对疏水水位、疏水流速以及缩小疏水端差进行严格的控制。但是在高压加热器的设计过程中，其中存在的问题也是不容忽视的。本文就针对珠江电厂高压加热器设计中存在的问题进行有效的分析和试验治理。
【关键词】 高压加热器 水位测量 端差 改进 试验 治理
现阶段高压加热器的安全性已经成为重点关注的问题，在对高压加热器进行设计的时候，需要根据其中存在的问题来进行相应的调整。本文首先简述给水回热系统的设计和特点以及高压加热器设计中存在的问题，其次分析高压加热器水位测量改进和水位试验及调整，最后得出水位测量和调整对端差影响及效果。
1 给水回热系统的设计及特点
随着大容量机组投产比例的增大，给水回热系统加热器运行可靠性将更为严重影响机组的安全经济运行和整个电网的安全，高压加热器的安全经济运行是提高机组效率保证出力和可靠性的关键。现代大容量机组为了提高运行经济性无一例外采用给水回热循环系统，为了保证机组高压加热器的安全性和可靠性并适应节能调度和经济减排的珠江三角洲地区严控要求，珠江电厂4×300MW汽轮机组高压给水系统设计为一个大旁路和三个小旁路，各级高压加热器采用疏水逐级自流至除氧器；运行中由于给水压力、温度较高且系统性较强，因此给水加热器合理的水位和端差将严重影响机组的安全经济性。
2 高压加热器设计存在问题
珠江电厂在机组投产初期，N300-16.7/537/537汽轮机各级抽汽的实际运行参数，存在与机组高压加热器设计压力不匹配的现象。根据现场的情况制造厂多次进行核算，调整了高加热器汽侧运行参数以满足机组安全运行，并将#1～3高压加热器汽侧安全门运行中的动作数值进行调整，具体的给水回热系统高压加热器的设计、运行调整参数如表2-1。
3 高压加热器水位测量改进和水位试验及调整
3.1 高压加热器水位测量的改进
高压加热器水位测量采用变送器和DCS构成的闭环控制系统以其测量准确，调节品质好，维护量小，劳动强度低，并且投资少的优势，正在越来越受到多数电厂的接受。珠江电厂2001年起利用机组计划检修DCS控制系统改造，全部取消加热器基地调节仪，将水位接入DCS控制，采用典型的PI单回路控制。
改造后原加热器水位正常疏水门除具备调节功能外，还具保护功能，执行机构选用气动执行机构，通过DCS内部超驰功能，实现当水位高于某一定值时，快速打开调整正常疏水门，2个系统各自独立，每个系统有各自不同的液位定值，其水位取自同一个液位信号。高压加热器基调仪改造为DCS控制，运行人员可以直接通过DCS手/自动操作。三台高压加热器现场水位量程的工程值均调整改为（0～700）mm，0mm对应每台高压加热器的最底部，700mm对应从高压加热器的最底部往上700mm，但具体的高低报警联锁值有所相同具体数据如下表3-1。
3.2 高压加热器水位试验和调整完善及效果
为了确定高压加热器实际运行最佳水位，首先记录加热器各项参数（给水进出口温度、疏水出口温度、进汽压力、疏水调节阀开度、水位计读数等），作为试验和调试初始参数，然后通过调整液位控制器的设定值，使水位以一定幅度上升。每次调整设定值后，必须稳定5～15min，再记录各参数，逐次抬高水位，直至水位显示装置满水或将要满水。
根据试验结果，经过综合分析后决定，对现场零位的核实并对#1、2高压加热器的水位进行提高，将正常水位提高并确定在中心线以下440mm。同时，根据#3高压加热器的设备状态（堵管数量144根占10.35%）和运行效果进行整体改造更换处理，将其冷却面积由原来得820m2增加到850m2。综合上述试验结果和更换后#3高压加热器的结构特点，决定统一将正常运行水位由设计要求中心线往下532mm提高到中心线以下440mm。经过上述的改造完善处理后，再次对高压加热器水位进行调整后运行试验，结果如表3-1。
高压加热器水位测量和#3高加整体改造更换以及水位试验调整后，加热器上端差和给水温度比较改造调整前分别下降6℃和上升5℃以上，而且与其它机组比较给水温升约低4℃；#3高压加热器改进更换和水位调整后，给水的温升由28.2上升到35.9℃，运行下端差由12.54下降到6.09℃。但#1高压加热器的端差变化不大，因此在机组计划检修再次对水侧进出口隔板垫片进行彻底更换，而且根据#1高压加热器调整前后试验结果和综合考虑机组的安全运行，将#1高压加热器正常运行水位确定在50mm。最后将#1高压加热器的上端差下降到10.45℃、给水温升上升了约2℃。通过上述的改造试验调整后大大提高机组运行的经济和安全性，改造试验调整完善后的测量和效果如图3-3所示。
4 水位测量和调整对端差影响及效果
通过对#1～4机组高压加热器水位基调仪通过进如DCS控制改进和#3高压加热器改造更换后以及水位调整试验后，水位测量准确能全量程显示高压加热器内部水位，水位自动调节品质良好，明显优于基调仪调节。因此运行人员根据能够负荷的变化，在CRT上进行设定、调整效果很好。高压加热器水位改为变送器测水位，减少迟延、呆滞、死区等缺陷，提高灵敏度，将原来基调仪调节水位范围±50mm，改为DCS控制后水位调节范围精确到±10mm，稳定加热器运行水位和降低端差，保证设计给水温度。从而提高机组效率和降低煤耗，避免高压加热器水位开关温度过高造成高压加热器误解列。改造后，高压加热器水位的稳定性对根据现场机组运行参数估算，高压加热器水位调节稳定。
针对对300MW机组，根据理论计算和运行试验结果：高压加热器疏水端差降低1℃，机组热耗率将减少约0.06%。通过对#1～3高压加热器处理后和对汽侧空气进行规范调节排尽后试验数据结果见表4-1；改造调整后最终试验结果统计表明：#1高压加热器端差下降8.5℃、#1高压加热器端差下降6.8℃、#1高压加热器端差下降18.6℃，经计算一台300MW机组一年可节省燃煤890吨以上计算数据结果见表4-2，取得经济和环保效益可想而知。
此外，高压加热器运行水位低，导致其疏水端差加大，使部分蒸汽进入疏水冷却段，对该段管束产生严重的冲蚀破坏，缩短整个加热器寿命，而且对加热器及其附属设备的运行安全性危害很大。疏水温度偏高使疏水调节阀内汽化加剧，一方面由于冲蚀阀芯导致其调节特性恶化，工作可靠性降低；另一方面，调节阀后的汽液两相流动，严重时会引起疏水管道强烈振动，对设备和人身安全都造成很大威胁。
本文首先通过校核珠江电厂300MW机组汽轮机抽汽系统超标对高压加热器安全性的影响及调整，接着经过水位基地仪和DCS控制系统的水位基地仪进行和水位控制逻辑保护进行改造，再通过现场实验综合分析调整从安全经济性上达到最佳运行水位，以达到机组运行高压加热器端差最合适和水位调节稳定，最终可提高锅炉给水温度5℃，端差至少下降6.8℃以上，使机组煤耗可降低0.7kg/kWh；为同类型机组改进和运行指导提供重要参考价值。
参考文献：
[1]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册.火电站系统与辅机，机械工业出版社，2001.
[2]中华人民共和国电力工业部.300MW级汽轮机运行导则.中国电力出版社，1997.
[3]国家电力公司热工研究院.国产引进型300MW机组动力运行情况及存在问题调查报告，1998.
[4]国电热工研究院.广州珠江电厂一期2×300MW发电机组状况评估报告，2003.
[5]哈尔滨锅炉厂.高压加热器产品强度计算书，2003.
[6]哈尔滨锅炉厂.高压加热器产品设计使用说明书，2003.
[7]广州珠江电厂.集控运行规程，2005.
[8]广州珠江电厂.汽轮机检修规程，2006.
【摘 要】 高压加热器具有能耗低、结构紧凑、占地面积少以及耗用材料省等多方面的优点，同时能够非常有效的对疏水水位、疏水流速以及缩小疏水端差进行严格的控制。但是在高压加热器的设计过程中，其中存在的问题也是不容忽视的。本文就针对珠江电厂高压加热器设计中存在的问题进行有效的分析和试验治理。
【关键词】 高压加热器 水位测量 端差 改进 试验 治理
现阶段高压加热器的安全性已经成为重点关注的问题，在对高压加热器进行设计的时候，需要根据其中存在的问题来进行相应的调整。本文首先简述给水回热系统的设计和特点以及高压加热器设计中存在的问题，其次分析高压加热器水位测量改进和水位试验及调整，最后得出水位测量和调整对端差影响及效果。
1 给水回热系统的设计及特点
随着大容量机组投产比例的增大，给水回热系统加热器运行可靠性将更为严重影响机组的安全经济运行和整个电网的安全，高压加热器的安全经济运行是提高机组效率保证出力和可靠性的关键。现代大容量机组为了提高运行经济性无一例外采用给水回热循环系统，为了保证机组高压加热器的安全性和可靠性并适应节能调度和经济减排的珠江三角洲地区严控要求，珠江电厂4×300MW汽轮机组高压给水系统设计为一个大旁路和三个小旁路，各级高压加热器采用疏水逐级自流至除氧器；运行中由于给水压力、温度较高且系统性较强，因此给水加热器合理的水位和端差将严重影响机组的安全经济性。
2 高压加热器设计存在问题
珠江电厂在机组投产初期，N300-16.7/537/537汽轮机各级抽汽的实际运行参数，存在与机组高压加热器设计压力不匹配的现象。根据现场的情况制造厂多次进行核算，调整了高加热器汽侧运行参数以满足机组安全运行，并将#1～3高压加热器汽侧安全门运行中的动作数值进行调整，具体的给水回热系统高压加热器的设计、运行调整参数如表2-1。
3 高压加热器水位测量改进和水位试验及调整
3.1 高压加热器水位测量的改进
高压加热器水位测量采用变送器和DCS构成的闭环控制系统以其测量准确，调节品质好，维护量小，劳动强度低，并且投资少的优势，正在越来越受到多数电厂的接受。珠江电厂2001年起利用机组计划检修DCS控制系统改造，全部取消加热器基地调节仪，将水位接入DCS控制，采用典型的PI单回路控制。
改造后原加热器水位正常疏水门除具备调节功能外，还具保护功能，执行机构选用气动执行机构，通过DCS内部超驰功能，实现当水位高于某一定值时，快速打开调整正常疏水门，2个系统各自独立，每个系统有各自不同的液位定值，其水位取自同一个液位信号。高压加热器基调仪改造为DCS控制，运行人员可以直接通过DCS手/自动操作。三台高压加热器现场水位量程的工程值均调整改为（0～700）mm，0mm对应每台高压加热器的最底部，700mm对应从高压加热器的最底部往上700mm，但具体的高低报警联锁值有所相同具体数据如下表3-1。
3.2 高压加热器水位试验和调整完善及效果
为了确定高压加热器实际运行最佳水位，首先记录加热器各项参数（给水进出口温度、疏水出口温度、进汽压力、疏水调节阀开度、水位计读数等），作为试验和调试初始参数，然后通过调整液位控制器的设定值，使水位以一定幅度上升。每次调整设定值后，必须稳定5～15min，再记录各参数，逐次抬高水位，直至水位显示装置满水或将要满水。
根据试验结果，经过综合分析后决定，对现场零位的核实并对#1、2高压加热器的水位进行提高，将正常水位提高并确定在中心线以下440mm。同时，根据#3高压加热器的设备状态（堵管数量144根占10.35%）和运行效果进行整体改造更换处理，将其冷却面积由原来得820m2增加到850m2。综合上述试验结果和更换后#3高压加热器的结构特点，决定统一将正常运行水位由设计要求中心线往下532mm提高到中心线以下440mm。经过上述的改造完善处理后，再次对高压加热器水位进行调整后运行试验，结果如表3-1。
高压加热器水位测量和#3高加整体改造更换以及水位试验调整后，加热器上端差和给水温度比较改造调整前分别下降6℃和上升5℃以上，而且与其它机组比较给水温升约低4℃；#3高压加热器改进更换和水位调整后，给水的温升由28.2上升到35.9℃，运行下端差由12.54下降到6.09℃。但#1高压加热器的端差变化不大，因此在机组计划检修再次对水侧进出口隔板垫片进行彻底更换，而且根据#1高压加热器调整前后试验结果和综合考虑机组的安全运行，将#1高压加热器正常运行水位确定在50mm。最后将#1高压加热器的上端差下降到10.45℃、给水温升上升了约2℃。通过上述的改造试验调整后大大提高机组运行的经济和安全性，改造试验调整完善后的测量和效果如图3-3所示。
4 水位测量和调整对端差影响及效果
通过对#1～4机组高压加热器水位基调仪通过进如DCS控制改进和#3高压加热器改造更换后以及水位调整试验后，水位测量准确能全量程显示高压加热器内部水位，水位自动调节品质良好，明显优于基调仪调节。因此运行人员根据能够负荷的变化，在CRT上进行设定、调整效果很好。高压加热器水位改为变送器测水位，减少迟延、呆滞、死区等缺陷，提高灵敏度，将原来基调仪调节水位范围±50mm，改为DCS控制后水位调节范围精确到±10mm，稳定加热器运行水位和降低端差，保证设计给水温度。从而提高机组效率和降低煤耗，避免高压加热器水位开关温度过高造成高压加热器误解列。改造后，高压加热器水位的稳定性对根据现场机组运行参数估算，高压加热器水位调节稳定。
针对对300MW机组，根据理论计算和运行试验结果：高压加热器疏水端差降低1℃，机组热耗率将减少约0.06%。通过对#1～3高压加热器处理后和对汽侧空气进行规范调节排尽后试验数据结果见表4-1；改造调整后最终试验结果统计表明：#1高压加热器端差下降8.5℃、#1高压加热器端差下降6.8℃、#1高压加热器端差下降18.6℃，经计算一台300MW机组一年可节省燃煤890吨以上计算数据结果见表4-2，取得经济和环保效益可想而知。
此外，高压加热器运行水位低，导致其疏水端差加大，使部分蒸汽进入疏水冷却段，对该段管束产生严重的冲蚀破坏，缩短整个加热器寿命，而且对加热器及其附属设备的运行安全性危害很大。疏水温度偏高使疏水调节阀内汽化加剧，一方面由于冲蚀阀芯导致其调节特性恶化，工作可靠性降低；另一方面，调节阀后的汽液两相流动，严重时会引起疏水管道强烈振动，对设备和人身安全都造成很大威胁。
本文首先通过校核珠江电厂300MW机组汽轮机抽汽系统超标对高压加热器安全性的影响及调整，接着经过水位基地仪和DCS控制系统的水位基地仪进行和水位控制逻辑保护进行改造，再通过现场实验综合分析调整从安全经济性上达到最佳运行水位，以达到机组运行高压加热器端差最合适和水位调节稳定，最终可提高锅炉给水温度5℃，端差至少下降6.8℃以上，使机组煤耗可降低0.7kg/kWh；为同类型机组改进和运行指导提供重要参考价值。
参考文献：
[1]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册.火电站系统与辅机，机械工业出版社，2001.
[2]中华人民共和国电力工业部.300MW级汽轮机运行导则.中国电力出版社，1997.
[3]国家电力公司热工研究院.国产引进型300MW机组动力运行情况及存在问题调查报告，1998.
[4]国电热工研究院.广州珠江电厂一期2×300MW发电机组状况评估报告，2003.
[5]哈尔滨锅炉厂.高压加热器产品强度计算书，2003.
[6]哈尔滨锅炉厂.高压加热器产品设计使用说明书，2003.
[7]广州珠江电厂.集控运行规程，2005.
[8]广州珠江电厂.汽轮机检修规程，2006.
