1000MW火电机组外置蒸汽冷却器及控制保护逻辑

　　随着对机组安全、经济性的要求不断提高，大型机组高压加热器蒸汽冷却器正呈现由内置向外置发展的趋势。使用外置式蒸汽冷却器是充分利用抽汽过热度、提高系统经济性的有效手段。

　　对于一次再热超超临界机组，比较成熟的技术是对3 号高压加热器设外置式的蒸汽冷却器，3 号抽汽来自再热后汽轮机中压缸的第一级抽汽，温度较高。华能玉环发电厂1 000 MW 机组额定工况下三抽蒸汽温度465℃，而该抽汽压力对应的饱和温度较低，仅216℃，蒸汽过热度约250℃。低负荷过热度更高，对应的回热加热器换热温差增大，温差换热引起的不可逆损失增加。华能玉环发电厂机组三抽蒸汽冷却器采用内置方式，如果将这些高品质的热量利用于较高能位上，则可提高回热系统的效率。

　　1 常用的外置蒸汽冷却器系统结构(略)

　　2 新型外置蒸汽冷却器的设置方式

　　华能玉环电厂采用了一种新型的外置蒸汽冷却器设置方式，利用高过热度抽汽加热末级加热器疏水，如图4 所示，目的在于通过采用压力相对低的新系统，在提高热力系统效率的同时，降低设备制造、造价和运行安全控制难度，扩大节能降耗技术的应用范围。

　　系统流程如下：3 号抽蒸气通过蒸汽管系，先进入外置蒸汽冷却器，加热1号高压加热器的疏水。高过热度蒸汽被冷却后成为低过热度的蒸汽，再进入3 号高压加热器。1 号高压加热器的疏水进入外置蒸汽冷却器，被加热汽化后，产生的蒸汽引回1 号高压加热器加热器，加热给水。与外置蒸汽冷却器并联设置的形式相比，新系统压力相对低，设备和管系等的造价低，安全性高，控制难度降低。

　　外置蒸汽冷却器结构为管板+U 型换热管。这种外置蒸汽冷却器与传统蒸汽冷却器、高压加热器介质流程大为不同。传统加热器壳程为加热蒸汽，管程为被加热给水;而这种外置蒸汽冷却器壳程为被加热疏水，管程为加热蒸汽。外置蒸汽冷却器布置在汽机车间0 m层、凝汽器与锅炉之间，1 号高压加热器布置在汽机车间17 m 平台，由于被加热介质为1 号高压加热器正常疏水，1 号抽蒸汽额定工作压力为9.23MPa，远低于给水压力36.5 MPa，且与1 号高压加热器存在近17 m高度差，所以安全系数较高。外置蒸汽冷却器正常工作液位为高于壳体中心线350 mm，低液位跳闸值为高于壳体中心线275 mm，高液位跳闸值为高于壳体中心线500mm。逻辑定义基准零位为正常工作液位，则液位高跳闸值为+150 mm、液位低跳闸值为-75 mm。

　　3 新型外置蒸汽冷却器的控制方案

　　3.1 阀门设备

　　在1A/1B 号高压加热器危机疏水0 m层管道上，危机疏水前隔绝门前各安装1个三通，各安装1 台FISHER 气动调节阀，采用FISHER DVC6200 单通道定位器，带失气、电、信号保位功能，联合控制外置蒸汽冷却器液位，2 路疏水合并后进入外置蒸汽冷却器。外置蒸汽冷却器产生的饱和蒸汽分流后，经17 m层1A/1B 高压加热器入口三通回到1A/1B 高压加热器。阀门布局。如图5所示。

　　3.2 液位控制

　　液位控制采用单PID、变参数方式。1A/1B疏水调节阀均处于自动状态下，采用一套参数;当1A/1B 疏水调门阀任意一个为手动状态时，采用另一套参数;当液位测量系统异常情况下，自动将1A/1B 疏水调节阀切手动状态，并报警提示。实际调试期间测试1A/1B 疏水调阀偏差很少，所以未设置运行人员调节偏差功能，控制逻辑见图6。

　　液位监测采用3 组差压变送器送信号至保护、调节和显示的方式。原设计液位测量为全尺寸测量装置，采用ROUSMOUNT 差压变送器，正负压侧冷凝筒间距与外置蒸汽冷却器内壁尺寸相同，达到1 600 mm，数据见表1。

(本文来源：网络　责任编辑：雪儿)