300MW机组高加下端差大原因分析ppt课件

300MW机组高加下端差大原因分析,汽机检修分公司王涛,1,概述,六期两台30万机组，各配备一套高压加热器系统包括：HP-1高加；HP-2高加和HP-3高加，各高加受热面均包括：过热段、凝结段和疏水冷却段。俗称的三段式高压加热器。高加结构示意图利用汽轮机抽汽在过热段来提高给水温度，使给水温度接近或略高于该加热器压力下的饱和温度。凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给水。疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度下。在正常工作时高加的疏水去除氧器，危机情况下疏水去凝汽器。演示图,2,高压加热器技术参数,3,高加水位监测,4,核,标,指,相关指标,我分公司对高加投入率（不低于98%）、端差（5.6）、主给水温度（271）进行了指标考核机制，300MW机组高加系统运行中存在#103高加水位波动大的缺陷，#112高加下端差偏大，并随负荷增加，下端差最高可增至40.从而影响机组的安全、经济可靠运行。上端差是指高压加热器抽汽饱和温度与给水出水温度之差；下端差是指高加疏水与高加进水的温度之差；即：上端差=进汽温度-出口水温，下端差=疏水温度-进口水温端差增大说明加热器传热不良或运行方式不合理。下端差增大，说明在疏水冷却段出现异常。,5,分析如下,1.疏水冷却段入口虹吸水封遭到破坏如果汽侧水位过低，不能浸没内置式疏水冷却段的疏水入口，蒸汽就会进入疏水冷却段，影响疏水冷却段内部传热过程，从而影响疏水冷却段的内部传热效果，对于需要靠虹吸作用维持疏水正常流动的卧式加热器，（20万机组的高加是，单独的外置疏水冷却装置，是立式形式的）一旦疏水水位低于疏水入口，虹吸水封遭到破坏，入口处形成蒸汽和水的两相流动，造成疏水过冷度小，在流动过程中容易因压损，造成疏水在管道内闪蒸。闪蒸后形成高速流动的汽水混合物，介质流速大大增加，给水入口温度是一定的，由于蒸汽的加入，从而加大疏水温度，导致下端差增大。并随着负荷增大，蒸汽参数的提高，端差值随之增大。,高加长期低水位运行,6,分析如下,高加长期低水位运行,2.高温疏水排挤下一级较低压力等级的蒸汽冷却不足的疏水进入下一级加热器，排挤了参数较低的抽汽，对下级的加热器进汽发生排挤现象，高压蒸汽在通过疏水调节阀时，由于压力急剧下降，比容急剧增大，流速急剧增大（最大可增加原流速20倍），发生汽液两相流，这种汽液两相流严重时会破坏高加疏水调节阀的工况，使得下级加热器水位波动大，高加疏水调节阀频繁动作。由于疏水是逐级自流的，从下述表中可以看出：#3高加水侧、汽侧工作压力差为25.34MPa，#3高加水侧、汽侧进口温度差为235，压差、温差均居三台高加之首。加之#3高加的疏水量最大，压差又大，在抽汽压力、抽汽量发生变化，容易引起疏水不畅。所以#3高加水位难以控制，很容易形成水位大幅度波动现象。,7,三台高加水侧、汽侧技术规范：,8,分析如下,300MW机组运行规程规定，高压加热器下端差正常为5.611。由于运行人员责任心不强，他们为了使得高加水位在骤变负荷以及事故工况下，有更多的水位上升空间，给反应处理预留更多的时间，一些运行人员习惯把高加疏水的水位控制值设定在很低的位置，这样的操作习惯容易造成疏水的汽液两相流现象，从而加剧端差值，加剧损伤管壁。在疏水调节装置故障或其他原因造成高加水位大幅度波动的情况下，没有及时发现、处理，致使高加端差波动较大。,运行中高加端差调整不及时,9,分析如下,1.磁力浮子式水位计污垢使浮子质量改变，从而改变水位的指示值。在以往的检修过程中发现：三段式浮子内部的磁铁松动，它将影响水位计处滚动瓢子，磁吸作用对应的指示改变。在水位计桶底部有大量污垢，污垢的存积一定的高度影响水位计在较低液位的准确指示。（20万高加水位计不同，是电接点式的，精度相对好）2.加热器内部由于汽侧压损存在压力梯度，从而使水位有坡度，在卧室高加上反映更为明显，反映不出高加内部的真实水位。3.加热器汽侧通过上部平衡管开孔处的蒸汽流量太高而使该处静压降低，由于抽吸作用，使下部压力高于上部压力，浮漂上移，造成假水位。4.污垢沉积堵塞平衡管上的针型阀、传感器表管，从而阻碍凝结水流回汽侧，使传感器中的指示水位高于加热器是实际水位。,高加存在假水位、疏水调整门跟踪有误；导致运行人员对水位判断、调整操作有误,10,分析如下,进入凝结段的蒸汽，根据气体冷却原理，自动平衡，直至由饱和蒸汽冷凝成饱和的凝结水，根据汽水流程及结构示意图，分析疏水冷却段隔板有可能在长时间的汽液两相流闪蒸冲刷，隔板处泄漏，导致疏水冷却段温度升高，影响换热效果，增大端差。为彻底查明泄露原因，需要对泄露部位进行定位，可采取采取了窥镜、涡流探伤等特殊探伤的方法，来确定隔板变形、冲刷泄漏的位置，从而加剧端差增大。,疏水冷却段隔板变形、损坏、导致泄漏，加剧汽水沸腾,11,高加结构示意图,12,分析如下,改造前三台高加抽空气管道在#1高加汇总后接至除氧器，改造后三根独立的57mm管道,并分别加装了逆止门，增大了排汽量。避免改造前排汽不畅的问题。运行中能连续排除不凝结气体，增强了高加的换热效果。能够有效降低了疏水端差。,加热器内部积存不凝结气体，影响换热效果和端差,13,试验及提高水位的方法：,如果在允许的工况下，最好在热态进行水位调整，因为在冷态时高加内部环境较开机运行时，存在很大差异。例如：蒸汽流动、热膨胀等原因引起的水位波动。将#2、#3高加零水位在原设计水位基础上提高10mm，并将高加水位高I、高II、高III值分别提高，观察高加端差、高加出口温度同调整前有无变化，以及高加疏水调节阀是否动作平稳。如果水位调整后高加运行正常。在此基础上逐次递增提高10mm,视机组运行情况而定，保证安全运行的情况下，要求热控分公司、运行人员。积极配合，分析数据画出曲线图，找出最佳水位。,14,思考分析,思考分析,1、高加水位计取样位置是否合理，不能正确反映高加水位；2、汽轮机内效率不高，级间漏汽大，抽汽压力过高；3、高加组进口水温偏低等原因。,如果采取以上措施效果不明显或不起作用，可以从以下三点着手分析：,15,减小端差、防止泄漏预防措施,1.加强巡检，将疏水调节阀的开度作为巡检内容，并标定正常工作时开度值，如果偏差较大反映疏水阀工作异常，在其它条件变动不大时有可能是介质由疏水变为蒸汽，同时伴有管线振动较大，反映了加热器水位可能过低；2.加热器在随机组启动或停机时应采取随机组滑启滑停方式，以避免加热器温度变化过快,对加热器管束造成热应力冲击降低了管束使用寿命；在以往的机组启停过程中，经常发生高加泄漏，。3、高温化学腐蚀（给水溶氧超标及高加空气区聚集非凝结汽体）。300MW机组给水品质规定：给水容氧7g/L,PH值为9.09.4。给水容氧超标，将造成高加U型钢管管壁腐蚀而变薄，钢管与管板间的胀口受腐蚀而松弛，经长期运行，寿命逐渐缩短。,加强维护保养,16,减小端差、防止泄漏预防措施,4.及时观察前置泵电流情况，运行中观察两台前置泵电流变化情况，如果超电流运行，就是高加泄露了（如2013年11月20日，#11机前置泵超电流27A，平时约22A）5.高加每次停运查漏堵焊时，加强检修质量关。（1）查漏，将泄漏的U型管必须全部找出来，否则堵焊仍无效；（2）堵焊，即焊接接工艺要精。在高加U型钢管堵焊时，堵头与木材材质不同，同样给高加运行带来隐患。建议采用机械封堵，避免由于焊接应力集中造成周围管板其它管束泄漏。6.高加停运后保养措施要有利在高加每次停运后，没有按要求采取蒸汽侧充氮和水侧充经过加氨的除盐水来进行保养。