320MW机组高加小旁路改造可行性研究

摘 要 本文介绍了320MW机组高加小旁路改造的必要性和可行性，同时介绍了高加小旁路改造具体方案及预算。

关键词 高压加热器；泄漏；旁路

中图分类号 TV73 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2016）166-178-02

1 高加系统现状及改造必要性：

九华公司2×32OMW机组，配置3台高压加热器，自投产以来，两台机组#3高加多次发生泄漏，每次#3高加泄漏处理时，3台高加全部切除退出运行，给水经高加大旁路系统参与运行，给水温度大幅下降（设计工况下，给水温度从273.6℃下降至174℃），严重影响到机组热经济性。

根据热力计算，给水温度每下降10℃，发电煤耗约增加0.438g/kw・h左右。以2014年3月20日高加泄漏退出运行为例，在3月20日～3月22日高加退出运行期间，机组发电量累计1948万度，发电煤耗317.75g/kw・h（反平衡），较3月1日～3月19日累计平均值305.29g/kW・h高出12.46g/kw・h，多耗标煤242.72吨，燃料成本增加15.55万元；同时，脱硝系统退出运行期间发电量为508.3万度，按每度电脱硝电价0.01元计算，电价损失为5.08万元，总计20.63万元。

目前，一旦运行期间高加发生泄漏，高加将退出运行并进行查漏消缺工作，泄漏的换热管将被堵死。随着#3高加被封堵换热管数量不断增加以及工作年限的增长，#3高加泄漏的可能性也在日益增大。因此，为减少高加在线查漏期间的经济损失，对高加旁路系统进行改造是一项不错的技术措施。

2 技术改造方案

鉴于机组投产以来高加换热管泄漏全部发生在#3高加，将优先考虑对#3高加进行小旁路改造。

2.1 高加给水管路改造方案：单一大旁路系统改造成大旁路 + #3高加小旁路的混合旁路系统

#3高加给水出口增加一只电动闸阀，从该闸阀至#2高加给水进口前引一路给水管与高加大旁路通过一只三通阀并联，形成#3高加给水小旁路系统。改造后其原则性热力系统如图1。

2.2 高加疏水方式简化途径――凝汽器回收

公司高加疏水系统采用逐级自流方式进行回收，即由#1高加#2高加#3高加除氧器，同时，每台高加均设有危急疏水排放系统，经高加危急疏水扩容器减温减压后回收至凝器。#3高加切除后，高加疏水方式将变更为#1高加#2高加高扩，高加危急疏水门在高加水位高高时超迟开，高加水位低时超迟关。此时，将#2高加危急疏水门超驰信号取消，通过#2高加危急疏水门控制#2高加水位。

2.3 改造后的热控控制逻辑变更说明

改造前，任一台“高加水位高Ⅲ值”报警信号发出后，#1、#2、#3抽汽电动阀关闭，抽汽逆止阀关闭，抽汽管所有疏水阀打开，高加给水切至旁路，三台高加解列。

改造后，当#3高加“高加水位高Ⅲ值”报警信号发出后，三抽电动阀、逆止阀关闭，DCS信号同时发给高加旁路两只三通阀，两只三通阀均动作，#3高加切除，#2高加正常疏水调整阀关闭，#2高加危急疏水调节阀开启。其它无须变化。

3 可行性分析

3.1 方案有效性分析

从高加工作环境分析，在额定工况下，#3高加的抽汽温度高达435℃，而进水温度只有174℃，在三台高加中换热温差最大，换热面工作环境最为恶劣，最容易发生泄漏。根据近几年全国300MW级机组的事故案例总结，高加泄漏大多发生在#3高加，很少有#1、#2高加发生泄漏的案例。根据公司高加故障情况，高加泄漏均发生在#3高加，#1、#2高加自投产以来未发生过泄漏。因此，在高加给水旁路改造时，只需将#3高加改造成小旁路系统，既缩小改造投资规模，又不影响改造效果。

3.2 小旁路投运分析

系统成功改造后，#3高加入口三通阀开启，#3高加出口处三通阀处于关闭状态，#3高加出口阀、#1高加出口电动阀均打开，给水走高加内部。

状况1：当#1、2高加水位高三值信号发出后，#1、#2、#3抽汽电动阀关闭，抽汽逆止阀关闭，抽汽管所有疏水阀打开。此时，DCS信号发给#3高加入口三通阀关闭，小旁路三通阀关闭不动作，然后关闭#1高加出口电动门，高加给水切至旁路，三台高加解列。

状况2：当#3高加水位高三值信号发出后，三抽电动阀、逆止阀关闭，此时DCS信号同时发给高加旁路两只三通阀，#3高加入口三通阀关闭，旁路三通阀开启，同时关闭#3高加出口电动阀，#3高加切除退出运行，给水经#2、#1高加至锅炉省煤器。

根据状况1、状况2比较，只有状况2发生时，给水小旁路才能够发挥作用。

3.3 经济性分析

高压给水系统成功改造后，一旦#3高加发生泄漏，仅需将#3高加退出运行。此额定负荷工况下，给水温度仅降低27℃，能够达到246℃，较高加全部退出时的给水温度要高出72℃，有效地减小高加全部退出造成的损失。以2014年3月20日高加泄漏退出运行案例比较，同等工况下，发电煤耗仅下降到308g/kw・h，较高加全部退出少损失标煤230t，挽回发电成本14.7万元。

4 结论

4.1 高加投运原则

根据电厂对高加投入率应达到100%的指标要求，高加退出运行是不被允许的，即机组定修期间必须按照规范的工艺要求完成高压加热器的查漏、消漏、水位核准标定工作，运行期间通过调控加热器水位确保下端差≤5.6℃，以确保加热器投入率达到100%。自2012年以来，通过强化检修工艺及运行监控，#3高加已连续2年未发生在线泄漏，说明高压加热器防泄漏工作可以通过技术手段来实现。

4.2 运行方式调控评估

1）现有高加系统一旦退出运行，机、炉侧设备的安全隐患因素完全可以通过人为作用进行有效控制。因此，现有高加系统一旦退出运行，对机组设备无本质安全隐患。

2）高压给水系统有增加小旁路的案例，因此，系统的投停切换控制逻辑应当成熟，投停安全隐患风险系数小。

3）虽然有小旁路案例，但系统投运后，#2高加给水温升将显著增大，对#2高加设备自身的影响、加热器水位的调控难度、疏水管冲刷程度、疏水管振动烈度情况还有待进一步调查分析。

4.3 投资与回报分析

根据项目改造158万元最低投入量核算，单台机组#3高加因泄漏退出运行处理10次，挽回的经济损失才能够与投资额相当，其经济价值才能够充分体现。同时，也意味着高加投入率难以长期实现100%，与公司“创一流”指标控制不相符，回报率低。

分析结论：针对高加给水系统增加小旁路的改造意向，技术上基本可行，但投资大回报率低。

参考文献

[1]仝利霞.300MW机组高加疏水调节门堵塞原因分析及措施[C]//全国火电大机组（300MW级）竞赛第38届年会论文集，2009.