1 000 MW超超临界机组外置蒸汽冷却器温升异常分析及处理

张鸿军，余德雷

(国家电投协鑫滨海发电有限公司，江苏 滨海 224500)

1 000 MW超超临界机组的运行参数很高，节能降耗效果明显，已经成为火电机组发展的方向[1]。随着对超超临界机组运行安全性和经济性要求的不断提高，当前国内外大型机组为了降低回热抽汽的过热度均普遍采用增设外置蒸汽冷却器的方案。该方案技术难度较低，可有效利用相应抽汽级的过热度，取得较好的节能效果[2-3]。

目前，行业中普遍存在外置蒸汽冷却器温升(外置蒸汽冷却器给水的出口温度减去进口温度)无法达到设计值和温升偏低的异常现象[4-5]，本文将针对此异常现象进行分析及处理。

1 设备结构及设计运行参数

某电厂2×1 050 MW 超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主设计制造的一次中间再热、超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-3077/28.3-YM4，汽轮机型号为N1050-27/600/610，回热系统设计九级抽汽，采用三高五低一除氧器布置，其中三段抽汽来自再热后汽轮机中压缸的第六级抽汽，温度较高，THA工况下3段抽汽温度为473.0 ℃，压力为2.309 MPa，而该抽汽压力对应的饱和温度较低，仅为220 ℃，蒸汽过热度达到253 ℃，低负荷阶段过热度更高，造成对应的3号高压加热器换热温差大，换热过程不可逆的热量损失较大[6]。在3号高压加热器前增设外置蒸汽冷却器，可以有效降低回热抽汽过热度，进一步减少冷端损失，提高循环热效率[7-8]。

某电厂外置蒸汽冷却器型式为 U 形管、双流程、卧式，布置在汽机房 25 m层。该厂外置蒸汽冷却器的主要技术参数见表1。

表1 某电厂外置蒸汽冷却器主要技术参数

外置蒸汽冷却器设置在1号高加出口处，高过热度的汽轮机三段抽汽首先进入外置蒸汽冷却器，释放一部分热量加热通过1号高加30%容量的给水，随后过热度降低的三段抽汽从外置蒸汽冷却器上部引出后进入3号高压加热器加热温度较低的给水。一方面使3号高加入口蒸汽温度大幅下降，加热器内的换热温差明显减小，进而降低了回热加热器换热过程中因温差导致不可逆的火用损，有效降低热耗。同时提高了最终给水温度，减少锅炉内的换热温差和不可逆损失，进而降低锅炉的火用损[9-10]。另外，在国家“30·60”双碳战略目标下，中国电力在“构建以新能源为主体的新型电力系统”的发展方针下，煤电机组低负荷运行或深度调峰必将成为常态。煤电机组深度调峰存在许多困难，其中SCR入口烟温过低就是问题之一，而外置蒸汽冷却器的设置可以有效提高最终给水温度，降低省煤器的吸热量，在40%深度调峰下能有效保证SCR入口烟温在规定数值范围内。

外置蒸汽冷却器启动初期产生的疏水或外置蒸汽冷却器水侧泄漏时其内部疏水通过水平衡管疏至3号高加凝结段。某电厂高加给水及疏水系统图见图 1所示。

图1 某电厂高加给水及疏水系统图

2 运行异常情况

2.1 外置蒸汽冷却器运行参数分析

某电厂自2017年投产以来，两台机组均多次出现机组启动后外置蒸汽冷却器给水温升偏低的异常情况，例如2020年8月2日和11月5日两台机组分别启动后外置蒸汽冷却器给水温升均低于10 ℃，远低于设计值，1号机组同等工况下外置蒸汽冷却器参数对比见表2，2号机组同等工况下外置蒸汽冷却器参数对比见表3。

表2 1号机组同等工况下外置蒸汽冷却器参数对比

表3 2号机组同等工况下外置蒸汽冷却器参数对比

通过参数对比发现两台机组启机后外置蒸汽冷却器给水温升均明显偏低，相比之前同等工况降低约7 ℃，给水温度下降约2 ℃。

2.2 机组经济性影响

表4和表5分别给出了1号机组THA工况下外置蒸汽冷却器在工况1(温升正常)和工况2(温升偏低)的主要热力参数和高加系统参数

表4 THA工况下外置蒸汽冷却器主要热力参数

表5 THA工况下外置蒸汽冷却器高加系统参数

由表4和表5可知，外置蒸汽冷却器温升偏低(工况2)时，3号高加抽汽温度有所上升，导致3号高加抽汽流量有所减少，其余各级高加抽汽流量变化较小，主蒸汽流量有所减少。同时，外置蒸汽冷却器温升偏低导致最终给水温度有明显下降。

外置蒸汽冷却器温升偏低后高加系统相关参数发生了明显变化，利用PEPSE软件进行计算，可以获得经济性指标的定量分析结果，THA工况下机组经济性指标比较见表6，其中标煤价按850元/t计算。

表6 THA工况下机组经济性指标比较

由表6可知，当外置蒸汽冷却器温升偏低时，导致最终给水温度下降2.2 ℃，汽机热耗率增加6 kJ/(kW·h)，发电煤耗增加0.2 g/(kW·h)，两台机组全年煤炭成本增加约150万元。

3 原因分析

外置蒸汽冷却器给水温升异常，可能有以下几点原因：

(1)三段抽汽电动门未全开，抽汽量偏小。就地检查确认三段抽汽电动门处于全开位置，未存在节流现象，排除了三段抽汽电动门未全开的可能。

(2)外置蒸汽冷却器存在不凝结气体影响换热效果。运行人员就地开启外置蒸汽冷却器壳侧(汽侧)排气门进行排气后温升并未升高，排除了外置蒸汽冷却器存在不凝结气体的可能。

(3)外置蒸汽冷却器进水室与出水室分隔板密封圈损坏。分隔板密封圈损坏后部分给水会不经过U型热交换管直接通过分隔板密封圈由进水室渗漏至出水室，造成部分给水短路，换热效果变差，温升下降。

停机后检修人员对外置蒸汽冷却器进水室与出水室分隔板密封圈进行详细检查，未发现有损坏现象，排除了水室分隔板密封圈损坏的可能。

(4)外置蒸汽冷却器热交换管束泄漏。对比历史数据，同等工况下3号高加正常疏水调门开度基本一致，且外置蒸汽冷却器高液位开关未报警，停机后检修人员对外置蒸汽冷却器进行全面检查，未发现管束泄漏，排除了蒸汽冷却器热交换管束泄漏的可能。

(5)外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封破坏。部分3段抽汽蒸汽直接通过外置蒸汽冷却器水平衡管窜入3号高加，造成外置蒸汽冷却器内部热交换管未能进行充分换热。

运行人员就地测量外置蒸汽冷却器水平衡管保温隔热层温度为80 ℃，而正常温度应在30 ℃，由此可以判断外置蒸汽冷却器给水温升偏低的原因是外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封破坏，造成抽汽只对外置蒸汽冷却内部分热交换管进行换热，部分蒸汽直接通过外置蒸汽冷却器水平衡管窜入3号高加，外置蒸汽冷却器水平衡管水封破坏时蒸汽流程示意图如图2所示。

图2 外置蒸汽冷却器水平衡管水封破坏时蒸汽流程示意图

由水封原理可知：

P外-P3=ρgH

(1)

式(1)中，P外为3段抽汽至外置蒸汽冷却器压力；P3为3段抽汽至3号高加压力；H为水平衡管U型水封水柱高度；ρ为水密度；g为重力加速度。

两台机组投产以来，高加汽侧投运均采用传统方式投运即按抽汽压力由低到高的顺序投运，其投运主要步骤如下：

(1)缓慢开启3号高加抽汽电动门，投运3号高加汽侧。

(2)缓慢开启2号高加抽汽电动门，投运2号高加汽侧。

(3)缓慢开启1号高加抽汽电动门，投运1号高加汽侧。

(4)调整各高加水位，将疏水改走正常疏水，关闭高加危急疏水。

当采用上述传统投运方式时，无法对外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封进行注水操作，如果外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封液柱高度偏低即P外-P3>ρgH时，投入3号高加汽侧时部分3段抽汽会直接由外置蒸汽冷却器水平衡管窜入3号高加，使外置蒸汽冷却器内部分热交换管无法进行充分换热，从而出现外置蒸汽冷却器温升偏低的现象。正是因为此原因，两台机组投产以来，多次出现机组启动后外置蒸汽冷却器温升偏低的现象。

4 解决方法探讨

某电厂并未设计外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水系统，故投运3号高加前无法手动对该U型水封进行注水操作，如果水封高度不够，会造成外置蒸汽冷却器温升偏低，在3号高加正常运行中是无法通过调整使温升恢复正常，必须在3号高加投运前保证其水封正常。根据机组运行中不同的工况，分两种情况分别进行探讨。

4.1 机组启动阶段

某电厂启动初期采用邻机2段抽汽加热给水，以提高锅炉最终给水温度，缩短机组启动时间和减少机组启动过程中的耗油量。通过对系统进行深入分析发现在机组启动阶段投入临机加热后，可以通过2号高加疏水对外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水，外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水流程示意图如图3所示，高加汽侧投运主要步骤如下：

图3 外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水流程示意图

(1)开启邻机2段抽汽至2号高加电动门。

(2)当2号高加建立正常水位后，开启2号高加至3号高加正常疏水调门向外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水。

(3)调整3号高加事故疏水调门控制3号高加水位可见并保持。

因外置蒸汽冷却器水平衡管未安装水位测点，无法直接监视其水柱高度。由联通器原理，结合图2可知，外置蒸汽冷却器水平衡管内水柱高度可表示为：

H=H3+H2-H1

(2)

式(2)中，H为外置蒸汽冷却器水平衡管内水柱高度；H3为3号高加水位；H2为3号高加安装高度；H1为外置蒸汽冷却器水平衡管安装最低高度。由图2可知，H2-H1=10.5 m。

3段抽汽经过外置蒸汽冷却器后进入3号高加，压降小于0.1 MPa，即外置蒸汽冷却器水平衡管内水柱高度H>10 m即可满足水封要求，保证3段抽汽无法通过外置蒸汽冷却器水平衡管窜入3号高加。由此可知，当3号高加水位可见时，一定能保证外置蒸汽冷却器水平衡管内水柱高度H>10.5 m，满足水封要求。

(4)投运3号高加汽侧。

(5)投运2号高加汽侧。

(6)投运1号高加汽侧。

4.2 机组运行中高加解列后再次投运

机组运行中高加解列后再次投运时因不使用邻机加热系统，此时采用改变高加汽侧抽汽先低后高的传统投运顺序，先投运2号、1号高加汽侧，利用2号高加疏水向外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水。外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水流程示意图如图4所示，高加汽侧投运主要步骤如下：

图4 外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水流程示意图

(1)投运2号、1号高加汽侧。

(2)当2号高加建立正常水位后，通过2号高加至3号高加正常疏水向外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水。

(3)调整3号高加事故疏水调门控制3号高加水位可见并保持。

(4)投运3号高加汽侧。

5 实施与效果

2020年11月25日，1号机组启动过程中投入临机加热后开启2号高加正常疏水，将疏水导入3号高加，利用2号高加疏水对外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水，注水至3号高加水位可见后投运3号高加汽侧，机组启动结束后，同等工况下外置蒸汽冷却器给水温升提高了近10 ℃，达到17 ℃，主给水温度提高2.8 ℃，达到设计值。

2020年12月16日，2号机组运行中高加因缺陷解列检修后恢复高加时采用改变传统高加汽侧抽汽投运顺序，首次采用先投运2号、1号高加汽侧抽汽，当2号高加建立正常水位后，通过2号高加至3号高加正常疏水为外置蒸汽冷却器水平衡管U型水封注水，注水至3号高加水位可见后再投运3号高加汽侧抽汽。高加投运正常后，同等工况下外置蒸汽冷却器给水温升提高了近10 ℃，达到16.8 ℃，主给水温度提高2.9 ℃，达到设计值。两台机组外置蒸汽冷却器参数见表7。

表7 两台机组外置蒸汽冷却器参数

同理利用PEPSE软件进行计算，可以获得经济性指标的定量分析结果，THA工况下机组经济性指标比较见表8。

表8 THA工况下机组经济性指标比较

由表8可知，当外置蒸汽冷却器温升提高后，两台机组最终给水温度提高约2.8 ℃，汽机热耗率降低6 kJ/(kW·h)，发电煤耗降低0.21 g/(kW·h)，两台机组全年节约煤炭成本约160万元。

6 结语

随着外置式蒸汽冷却器在大机组中普遍应用，外置式蒸汽冷却器运行异常的事件时有发生，而造成外置蒸汽冷却器给水温升异常的原因有很多，此次某厂两台机组外置蒸汽冷却器温升异常的原因比较特殊和具有代表性，通过曲线分析和现场排查，最终确认外置蒸汽冷却器给水温升异常的原因是水平衡管U型水封被破坏，致使三段抽汽只对外置蒸汽冷却内部分热交换管进行换热，部分蒸汽直接通过外置蒸汽冷却器水平衡管窜入3号高加，造成温升下降。在未增加任何投资和技改的情况下，通过对原有系统分析，改变传统抽汽投运顺序后彻底解决了这一行业难题，两台机组最终给水温度提高约2.8 ℃，汽机热耗率降低6 kJ/(kW·h)，发电煤耗降低0.21 g/(kW·h)，两台机组全年节约煤炭成本约160万元，有效提高了机组运行可靠性和热经济性。