连城电厂#2机组给水温度低的原因分析
及高压加热器改造
乔万谋
甘肃电力公司连城电厂邮编：730332
【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。
【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造
1．概述
连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。
2．影响高加运行特性的因素及原因分析
额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况
表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数
和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。
造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素：
（1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽
水流量为387 T/H，比设计值大4.6%，这是引起给水温度降低的一个原因。
（2）、由于高加内部本身在设计、制造、安装、检修及运行维护方面存在问题，影响换热面的传热效果，使加热器端差增大。
①#5、6高压加热器的进汽短管与上壳体进汽法兰设有填料密封，但该密封处无可靠的填料压紧装置，只是依靠紧联接法兰时对密封填料的预紧力，不易保证密封的可靠性。加热抽汽通过密封进入高压加热器后，不经过过热蒸汽冷却段的冷却而直接进入饱和蒸汽凝结段。使通过过热蒸汽冷却段的蒸汽量相对减少，过热蒸汽冷却段传热量减少。
②由于在高压加热器回装过程中，吊装上壳体时进汽短管与上壳体进汽法兰对位不准确，上壳体压在进汽短管上，造成进汽短管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处局部变形，此处蒸汽通流面积的减小，造成#6高加进汽阻力损失增大，高加内部压力降低，所对应的饱和温度降低，饱和蒸汽凝结段的传热量随之减小。
③ #5、6高加过热蒸汽冷却段盘香管中心设有
挡汽板，阻止蒸汽汽流，迫使蒸汽只对准着管子流动，提高汽流速度，以改善该处过热蒸汽的对流换热传热效果。实际情况是该挡汽板不全，这样在盘香管换热面的中心，形成了蒸汽通道，通过蒸汽通道的过热蒸汽未经蒸汽过热段的充分传热就从蒸汽过热段流出
而进入了饱和蒸汽凝结段。
④ #5、6高压加热器饱和蒸汽凝结段
安装有的隔板，板上有冲压出的带板边的Φ
75mm园孔，供蒸汽通过。隔板阻挡蒸汽，
减缓汽流速度，延长蒸汽停留时间，可使蒸
汽冲刷盘香管，而凝结水则通过隔板导向，
流向筒壁，防止上部换热面凝结的凝结水落
到下部盘香管受热面上，在换热面上形成水
膜，造成附加的水膜热阻，影响凝结换热段
的传热效果。实际检查发现这些隔板有相当
一部分不规范，大部分隔板与筒体之间间隙
较大，部分饱和蒸汽不通过换热面而通过这
些间隙短路进入下一级隔板，影响蒸汽的换
热效果。设计要求该间隙为10mm,实际该间
隙为20 mm左右甚至更大,远远超过设计值。
部分隔板残缺不全，翘曲变形，形成外高内
低，使上部换热段的凝结水流落至下部换热
面上，影响这些换热面的传热效果。
⑤#5高加疏水管与疏水冷却段外包壳联接处因汽水冲蚀，形成孔洞，造成部分疏水未流经疏水冷却段冷却直接进入疏水管排至下一级加热器，使高加的下端差增大， #5高加下端差达16.8℃,这是其中的原因之一。
⑥高加管系联箱管和配水管的堵板和孔板，将高加给水分为三个流程，第一流程为疏水冷却段，有8排32组盘香管。为了使高压加热器通过全部的给水流量而不导致盘香管内水流速度过高，造成水侧阻力过大以及水流对管子的冲刷，缩短换热管的使用寿命，设计时只有一小部分给水通过第一流程的换热管，大部分的给水未经该段加热而通过配水管内的孔板进入第二流程。流经第一流程的给水从疏水冷却段的42组盘香管进入联箱管，在联箱管内堵板的导流下，又通过8排32组管子（疏水冷却段）回到配水管，和流经配水管内的孔板的给水汇合，进入第二流程。配水管内节流孔的孔径为φ86mm(实际测量值)，联箱管内堵板有一φ4mm疏水孔，用以在高压加热器停用或检修时排空管内积水。实际检查中，发现 #5高压加热器第一流程两根联箱管内堵板疏水孔直径均在φ30mm以上。通过这两个疏水孔的给水，不再经过第二流程的换热面传热，直接进入第三流程或直接通过联箱管内的孔板进入中心引出管，使参与蒸汽凝结段传热的给水量减少，蒸汽凝结段传热量减小。#5高压加热器上端差达10.4℃，这是其中很重要的原因之一。
⑦流经第一流程的给水和通过配水管内的孔板进入第二流程的给水，在配水管内堵板的导流下，经36排144组盘香管，再进入联箱管，完成了第二流程凝结段的传热过程。与疏水冷却段同样的道理，经过第二流程进入联箱管的给水，大部分通过联箱管的节流孔板进入连接管，汇入中心引出管。有小部分给水在联箱管的节流孔板的作用下，通过第三流程10排40组盘香管，参与过热蒸汽冷却段的传热，再进入配水管，通过连接管汇入中心引出管。联箱管节流孔板的孔板直径为φ86mm，配水管内堵板疏水孔的直径为φ4mm。实际检查发现，#5、6高加配水管内堵板疏水孔的直径一个基本正常，另一个远远超过设计值。其中，#5高加东侧配水管内堵板疏水孔直径为φ12.56mm，#6高加西侧配水管内堵板疏水孔直径为φ13.48mm。这两个疏水孔造成了一部分给水未经过第二流程的换热，直接通过疏水孔进入配水管堵板后，和第三流程加热后的给水汇合，经上部连结管汇入中心引出管。这部分给水既未通过第
二流程的换热，也未通过第三流程的换热，直接进入出
口汇水管，使汇水管水温降低，高加端差增大。
（3）、#5、6高加给水侧保护采用出、入口联成阀
保护装置，由于联成阀上阀套与阀体之间无密封装置，
如图3中示意处所示，正常运行中有部分给水从此结合
面处泄漏进入旁路系统，这部分给水不经高加加热而直
接到达高加出口，造成给水温度降低。此结合面经常被
严重冲刷，已经多次补焊处理。每次刚修后效果较明显，
但经过一段时间的运行后，给水温度就逐渐降低。
（4）、高压加热器空气系统不合理，没有安装连
续排出高加内部空气的空气管道。使高加内积聚空气不
能及时排出。高压加热器内积存空气，不仅降低了高加
的热力性能，并引起管子的腐蚀损坏。空气可使加热器
内部某些区域形成空气覆盖层，相当于减少了传热面
积；空气在管束外壁的凝结水膜周围形成的气体层，将
减慢蒸汽扩散到凝结水的速度，使凝阶段中汽侧膜状传
热的热阻大大增加，降低传热系数；气体在凝结段的聚
集还会大大降低传热温差，使凝结过程蒸汽分压下降，
有效饱和温度也相应降低。
3．高压加热器处理及改造方案
（1）改进#5、6高压加热器的进汽短管与上壳体进汽法兰填料密封压紧装置，在填料上部设置填料压紧环，并预留压紧余量，在紧导汽管连接法兰时，用压紧环来保证对填料的预紧力，防止蒸汽短路直接进入饱和蒸汽凝结段而影响过热蒸汽冷却段的传热效果。
（2）在高压加热器进汽管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处增设支撑点，并对该处的包壳进行补强，防止吊装上壳体时进汽短管与上壳体进汽法兰对位不准确时，上壳体压在进汽短管上，造成进汽短管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处局部变形，使其蒸汽通流面积减小。
（3）恢复过热蒸汽冷却段盘香管中心的挡汽板，在焊接中注意过热蒸汽冷却段外包壳的严密性及内部隔板的严密性，以改善该处过热蒸汽的对流换热传热效果。
（4）对高压加热器饱和蒸汽凝结段的隔板，进行认真地整形，减小隔板与筒体之间间隙及补齐隔板不完整的部分。
（5）对疏水冷却段外包壳及内部隔板进行修复，以提高其传热效率。
（6）对#5、6高加配水管内疏水孔直径超过设计值的堵板（#5为φ12.56mm，#6为φ13.48mm）进行了更换（更换后堵板孔径为φ4mm），以改善水流分配。
（7）为了减少高压加热器的端差，并解决高压加热器传热面不足问题，经对高压加热器结构进行分析后，决定对#5、6高压加热器过热蒸汽冷却段进行改造。将高加联箱管与中心引出管的连接弯头改为直角弯头，增大联箱管的直管段。在联箱管与配水管的直管段增设10组盘香管。将联箱管节流孔板的孔板直径改为φ67mm，以保证过热蒸汽冷却段还热管内流速不致过低，增加过热蒸汽冷却段的传热量。
（8）增设高加汽侧排空气管，将#5、6高加汽测原排空气管分别引出汇通，引至除氧器。
（9）在联成阀上阀套与壳体结合面处增设了一紫铜垫片，合理调整其厚度，以减少旁路系统的泄漏。
4．结论及建议
经这次机组大修期间对#5、6高加处理和改造后，#5高加上端差减小5.9℃，下端差减小2.6℃,焓升增大15.1KJ/Kg；#6高加上端差减小2.3℃，下端差减小8.8℃,焓升增大5.4KJ/Kg（改造后数据见表），给水温度提高4.2℃。虽然给水温度升高不是很明显，但#5、6高加疏水温度的降低以及#5高加出口温度的提高，将大幅度提高回热系统运行的经济性。
几点建议：
（1）高压加热器偏离设计工况运行，给水温度达不到设计值，其原因是多方面的，要从设计、制造、安装、检修和运行维护以及机组具体工况各方面进行分析和处理，才能保证其达到经济合理的运行状态。
（2）高加改造虽取得了良好的效果，但距设计值仍有差距，#5高加有两个堵板疏水孔孔径严重超标未处理，建议以后应更换。
参考文献：
1．张毅忠·《N100-90/535型汽轮机》·水利电力出版社·1979年第一版·第169-174页
2．蔡锡琮·《高压给水加热器》·水利电力出版社·1995年6月第一版·第173-175页
作者简介：乔万谋，男， 1963年11月生，学历大学，工程学士学位，高级工程师；曾任连城电厂汽机分场运行技术员，运行副主任，分场主任，厂运行副总工等职；现任连城电厂总工程师。
给水温度低的原因 1 概述 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。因此以国产200MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度低的方法。为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度低的方法分成①高加本体的剖析，②高加系统的剖析，③运行维护的剖析。三个方面进行查找原因。 2高加本体的剖析 200MW机组回热加热器系统中的高压加热器均为立式表面式的加热器，加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。针对高加本体影响给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。 2.1高加水室隔板密封性 高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。 2.2高加箱体密封性 为了有效利用抽汽的高过热度和疏水的过冷却。高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。解决办法是厂家提高制造质量。 2.3高加芯子的安装质量 高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安置在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和析出。如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。解决办法是厂家和检修单位严格高加芯子的吊装程序，提高安装水平。 3 高加系统的剖析 200MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器加一台外置式蒸汽冷却器和一台疏水冷却器的连接方式。高压加热器的水侧有进、出水阀和旁路阀，并且高加组水侧设有一套由自动进水阀和联成阀、逆止阀组成的水侧自动保护装置。针对高加系统影响给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。 3.1抽汽阀门的开度 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击，高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和水控逆止门组成的汽侧自动保护装置。高加组投运时要求抽汽电动门和水控逆止门应全开。如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等诸多原因导致阀门未全开，这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失，影响给水温度。解决办法是定期分析监视段压力值和对应高压加热器蒸汽压 力值的数据，从而判断抽汽管道上阀门是否全开。水控逆止门尚可通过其开度标尺进行检查。确证后视具体原因加以处理。 3.2汽侧安全门可靠性 高压加热器汽侧设置有汽侧安全门，保护高压加热器内的蒸汽压力不超压，避免缩短加热器寿命和应力破坏。汽侧安全门一般为弹簧式安全门。如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门严密性差，导致部份蒸汽泄
350MW机组给水温度降低的原因分析及治理 某发电集团电厂两台机组投运后，一直存在给水温度偏低情况，给水温度达不到设计值，机组运行经济性能就会降低，不仅影响机组煤耗，同时对机组安全运行也存在隐患。文章通过对给水温度低进行全面分析、排查，最终确定影响给水温度低的原因并进行处理，使给水温度达到设计值。 标签：350MW；高加；给水温度低 1 概述 某自备电厂350MW机组两台，机组于2009年9月投运，随着机组运行时间的增加，出现给水温度不断下降问题，给水温度设计值为275℃，而机组带额定工况运行时给水温度仅为268℃。该厂高加一共有三台，给水温度的降低，严重影响机组运行经济性，影响汽轮机的效率，增加了发电煤耗，同时给水温度的降低也会使锅炉受热面长时间处于超温运行状态，影响锅炉受热面的寿命，增加了爆管的机率。 2 给水温度低的原因分析及处理 为提高给水温度，对机组现状进行综合分析，影响给水温度的原因分为运行操作与设备本体及系统影响两种。 2.1 运行操作 2.1.1 连续排空气门开度 高加抽空气门的作用是将高加汽侧积聚的不凝结汽体排到除氧器进行除氧，因空气的传热系统远小于钢材，空气在钢管周围开成的空气膜会严重阻碍传热。在机组正常运行工况下，通过对各台高加连续排空气门分别进行调整，并测温管道温度随之上升或下降，由此确认管道未堵塞，经试验，连续排空气门开度对给水温度没有影响。 2.1.2 高加水位影响 在机组带额定负荷情况下，解除高加水位保护，将#1高加水位进行调整，调整采取先调整到高位再调整至低位，通过调整高加水位，给水温度最高仅有0.5℃的变化，可见高加水位并不是影响给水温度的要因。 2.1.3 高加投停 在高加投入及退出时，基本均为随机启动。每次高加投入汽侧时，均能按要求控制给水温升、温降率，水侧投入时，能够先用静压注水，然后再用注水门注
给水温度降低的因素浅析 摘要：给水温度是火力发电厂的一个重要经济指标，本文主要从高压加热器本体，高压加热器系统，高压加热器运行维护三个方面分析影响给水温度降低的因素，提高高压加热器运行管理水平。 1.概述 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高热经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。因此以国产300MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度降低的方法。为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度降低的方法分成为：①高加本体的分析，②高加系统的分析，③高加运行维护的分析。三个方面进行原因查找。 2.高加本体的分析 300MW机组回热加热器系统中的高压加热器一般均采用福斯特.惠勒高压给水加热器。这种加热器是卧式的表面式的加热器，与传统的立式布置的高压加热器相比，它具有很多特点只有掌握它的结构特点与运行特性，才能保证福斯特.惠勒高压给水加热器安全经济地运行。在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。针对高加本体影响给水温度的因素加以分析并提出解决办法。 2.1.高加水室隔板密封性 高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。
浅析给水温度对机组效率的影响 在环保和节能已经成为社会发展主题的今天，火电厂如何提高效率、注重节能不仅是顺应主流，也是在竞价上网后获得最大利润的手段之一。标准煤耗率、汽耗率、汽轮机效率、锅炉燃烧效率等参数，是衡量机组经济性能的重要参数。 标准煤耗率简单来说，就是将不同发热量的各种煤统一折算成发热量为29308千焦/千克的“标准煤”后算得的煤耗率，也就是机组输出1KW.h功率所需要消耗的标准煤煤量，主要用于在燃用不同煤种的各个发电厂之间进行热经济性比较。 bs＝q0／(29.31ηb*ηp) bsn＝bs／(1－ξ) 式中q0——机组发电热耗率，kJ／(kW.h)； ηb——锅炉效率，%； ηp——管道效率，%； ξ——厂用电率，%； bs——全厂发电标准煤耗率，g／(kW.h)； bsn——全厂供电标准煤耗率，g／(kW.h)。 对于我厂330MW机组，q0可简略用下式来表示： 式中，D0——主蒸汽流量 h0——主蒸汽初焓 hfw——给水初焓 Drh——再热蒸汽流量 hrh——再热器出口蒸汽焓值 he——再热器入口蒸汽焓值 W——机组输出功率 当其他参数不变时，标准煤耗与给水焓值成反比。要降低标准煤耗，就要提高给水焓值。由焓熵表可知，当给水压力一定时，给水温度越高，给水焓值越高。（如下表，假定给水压力P为15MPa） 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 影响给水温度的因素很多，包括：
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理 近期，我厂#6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象，现总结其原因及其处理方向。 一、主蒸汽温度过低的危害 当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定 负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10C,汽耗量要 增加 1.3%~1.5%。 主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。其主要危害是： (1)末级叶片可能过负荷。因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变，则主蒸汽流量要增加，末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。 (2)末几级叶片的蒸汽湿度增大。主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命。 (3 )各级反动度增加。由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低。 (4)高温部件将产生很大的热应力和热变形。若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时，应打闸停机。 (5)有水击的可能。当主蒸汽温度急剧下降50C以上时，往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意，当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。 二、引起主蒸汽温度低的因素： 1)水煤比。 在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。当调节汽阀阶 跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少，并恢复初始值，汽轮机阀前压力 P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小，所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃 烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。 燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动。当燃烧率B阶跃增加时，经过一段 较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化；过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升，最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。 当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽，因此蒸汽流 量D、汽压P T、功率Nk几乎没有迟延的开始增加，但由于汽温T2的下降，最后虽然蒸汽流量D增加，而输出功率N E却有所减少；汽压Pr也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度。 给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知，当给水和燃料按 比例变化时，蒸发量D立即变化，然后稳定在新的数值上，过热汽温则保持在原来的数值上(额定汽温)。这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键。
连城电厂#2机组给水温度低的原因分析 及高压加热器改造 乔万谋 甘肃电力公司连城电厂邮编：730332 【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造 1．概述 连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 2．影响高加运行特性的因素及原因分析 额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况 表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数 和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。 造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素： （1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法 贵州黔西中水发电有限公司：万强 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。针对给水温度低的查找方法如下①高加本体的分析，②高加系统的分析 一、给水温度低的原因查找： 我厂加热器是卧式的表面式的加热器。在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递 1.1.高加水室隔板密封性，高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。 1. 2. 过热度和疏水的过冷却。高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水 1.3.高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安臵在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和拆出。如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。1.4 2.高加系300MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器疏水逐级自流至除氧器方式。高压加热器的水侧有进口三通阀和出水阀，并且高加组水侧设有一套进口三通阀和出水阀组成的水侧 2.1 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保
利用精益的生产方式来提高 热电联产的经济效益 —浅谈我电厂应如何提高给水温度来降低发电煤耗 姓名：王哲辉 专业工种：汽轮机运行 申报级别：技师 单位：一汽集团动能分公司汽机车间 2009年度技师考评答辩论文
前言 火力发电厂中电能的生产，实质上是将燃料中储存的化学能，经过一系列中间环节的能量释放、传递、转换最终变为电能。为了使能量转换不间断的进行，就需要工质不停地进行朗肯循环。但由于朗肯循环中有巨大的冷源损失存在，热经济性较低，为了提高循环的热效率，在朗肯循环的基础上，发展了回热循环。现代火力发电厂都无例外地采用了回热循环，如给水回热循环，目前现代凝汽式或供热式汽轮机，容量在6000kw以上的都高有回热加热器进行给水的回热循环。 我动能公司电厂在热电联产的整个过程中给水回热循环是个非常重要的环节，其结果在于充分利用给水回热循环来提高锅炉给水温度，减少了锅炉的发电煤耗，增加了电厂的热经济性。但是由于设备陈旧、老化、缺陷较多，加之运行人员操控不当等诸多原因，使我电厂的给水回热循环效率较低，总体热经济性差。如何提高热效率是现代电厂的首要任务，也是我电厂一直以来追求的目标。
摘要 回热循环是热力循环系统中热效率比较高的一种循环方式，热电联合生产系统中给水回热循环是最经济的典型的回热循环方式。 我电厂中的给水回热循环正是利用这种高效的回热循环方式来加热给水，使之利用机组抽汽加热给水来提高给水温度，提高了热效率和热经济性，降低了煤耗。但是由于设备老化、系统中存在着不完善等诸多因素，使我电厂中的给水回热循环未达到理想的效果。 通过2007-2008年度冬季高峰负荷期的试验性调整后，发现给水温度比历年来的平均给水温度提高了近10℃左右，降低了煤耗，节约了资金，并且针对于我电厂给水系统中的缺陷提出几项切实可行的改进方案，以改善给水系统的完整性，灵活性，从而能够更好、更高效、更快捷的满足锅炉对用水的需求。 关键词：
给水温度对锅炉的影响 高加于3月10日中班大修后投用，给水温度150℃比以前提高50℃左右，高加投用后可较大程度改善设备低温腐蚀的问题，提高除尘灰的流动性，有助于改善除尘器中箱体漏风回潮飞灰板结的实际状况，更有助于节约煤耗和提高锅炉蒸发量的较强效果。在给水温度上升后，煤耗的降幅在0.3—0.4t/h，锅炉蒸发量的增幅在3t/h左右，更重要的是锅炉负荷的稳定性和迅速提升（加负荷）能力得到加强。 一、整体经济性影响 由于垃圾锅炉自身积灰特性，主汽温度偏低在一定程度遏制了机组整体效益的提升，第一方面是排烟温度上升的炉效损失，第二是蒸汽焓值下降带来的做功能力损失。从报表反映数据来看，单纯的锅炉蒸发量、煤量不但得到改善，而且汽煤比数据得到提升，锅炉实际效率得到增长。但发电量增长不明显， 2#机汽耗上升约1个点，由于主汽温度低增加了汽机疏水频率，管道蒸汽损失率由1.3%上升到1.6左右。见下表：
上表中日期数据依据高加投用前1周内运行正常时期统计，煤量依据15米数据采集与3#皮带具有一致性且更精确。 汽机总汽耗-----按汽机总进汽量/总发电量计算 成本产出------电量*0.65-煤量*784计算 管损率--------（1-汽机进汽量/锅炉蒸发量）*100% 表中1#炉蒸发量突破1200吨，2#炉蒸发量达到1162吨；煤量下降、汽煤比上升但成本产出上升不明显，在考虑垃圾库存见底和12、13日中雨影响，后期需要观察垃圾质量转变对数据的影响。 二、对锅炉的影响
上表是锅炉因给水温度变化后各受热面烟温和风温（汽温），数据采集在3月6日---13日之间，选取锅炉蒸发量45t/h工况下，利用趋势线精确到秒统计的5个时间段均值。（以1#炉分析） 1#炉高加投退前后顺烟气流向各级烟温差基本相当，省煤器因介质温度提高后烟温差收小20℃。蒸汽介质在高低加投用前后下降约17.6℃（低过）和16.8℃（汇汽），这种下降状况由吸热介质增量和放热介质减量引起，同时纵向比较主汽温度与低过处蒸汽温差在42.6℃和43.4℃前后相差0.8度，说明数据统计期间积灰对换热的影响较小，数据可信。 在省煤器后顺烟气流向层级温差减小幅度70—30℃之间单边下降（给水温度100℃），当给水温度150℃时烟温差46.4—39.7℃之间降幅收窄且有上升，个人认为换热已趋饱和若进一步提高烟温在不
高压加热器对给水温度影响的分析及改造 作者：祝德军王鹏 摘要：文章介绍了电厂轮船机组高压器在制造、安装、检修以及运行维护过程中出现的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器造成的影响。从高压加热器对水温的影响，并且结合了加热器独特的结构特点在原有的设备基础上进行改造，改造之后获得的效果比较明显，高压加热器端差值逐渐减小，水含量逐渐提升，温度变动也比较大，获得的效果非常明显。 关键字：汽轮机；高压加热器；水温 一、高压加热器的结构特性 众所周知，高压加热器主要是焊接结构，一般由管系和外壳组成。外壳材质是碳素钢板圈，这是一个可以拆卸的筒体。筒体的结构比较复杂，上部分由椭圆形冲压封头组成，封头的中心位置是蒸汽入口，这些特种是为了后期的水蒸气温度提升服务，中心位置有吊环以及管座两只，管座主要服务于供加热器外壳加热，或者对整个加热器进行支撑。外壳的部分也比较明显，由各个管座以及水位接管组成。加热部分由两个联箱以及四个连接管组成，这些组成都是基于焊接基础上实现。焊接就会存在一定的缝隙，空隙控制对于水温影响比较大。在配水管上部位以及连接处，一般都存在板孔。联箱管下端焊于底盖，顶端则通过弯头和联接管与中心管相连接。联箱管与配水管相交错布置成180。角，每根联箱管与配水管上均钻有两排焊接盘香管的孔。这些板孔的严密性以及缝隙都应该得到控制，这样才能从根本上控制住流水速度和水温。然而这些问题的出现，是导致水温减弱根本原因，面对这些现实问题，应该从根本上进行把握。这样可以更加准确的分析影响水温的因素，进而选择应对措施。 二、原因分析 （一）设计值 一般而言，汽轮机的内效率低下的设计值影响比较大，会导致汽轮机的耗油量逐渐增大，相应的给水量会逐渐增大，这将引起高压加热器负荷增加，导致能源消耗。相应的给水量也会逐渐增大，从而使得高压加热器热负荷出现。 (二）高压加热器进汽管位置以及上壳体进汽法兰填料位置，不能出现缝隙，这个位置需要做好填料压紧，如果只是简单的依靠紧联接法兰对填料位置进行加压，这部容易保障密封可靠性。当加热汽油从这个密封口进入到高压加热器后，没有经过冷却环节直接进入蒸汽凝结阶段，在这个过程中蒸汽冷却量会逐渐减少，蒸汽量减少时最终导致传热量减少。每当该时刻，蒸汽流速会逐渐降低，从而导致蒸汽对换热面放热系数逐渐降低，从而不能获得良好的保温效果。 （三）局部变形
给水温度对锅炉运行经济性及安全性的影响 摘要：在热电厂的生产运行过程中，给水温度变化对生产过程中的锅炉热效率以及热电厂循环热效率有着很大影响，此外给水温度的高低对锅炉运行安全性也有一定影响，本文从给水温度对锅炉热效率、耗煤量及锅炉运行安全性等几个方面，来总结阐述给水温度对锅炉机组运行经济性及安全性的影响。 关键词：给水温度热效率经济性安全性 随着社会经济的发展，能源消耗的加快，节能、低碳、效率越来越多的被摆上桌面。对于热电厂来说，给水温度是个重要生产参数，无论是对锅炉的生产效率还是对于机组的热效率，都是具有重要意义。此外，给水温度的高低对锅炉生产安全性也有一定的影响。 一、给水温度对机组经济性的影响 1.给水温度对锅炉热效率的影响 以乌石化热电厂三期锅炉为研究对象，我们取给水温度分别为159℃、192℃、200℃下的各参数进行热效率计算。我们采用反平衡法来计算锅炉热效率，计算公式如公式（1） （1） 通过公式你（1）计算得出不同给水温度下的锅炉热效率分别为：92.7%、90.44%、90.8%。可见，随着给水温度的变化，锅炉热效率虽有变化，但着给水温度的提高，锅炉热效率提高相当有限。 2.给水温度对锅炉产汽煤耗的影响 虽然给水温度对锅炉热效率的影响不大，但提高给水温度，却能够可以明显的降低产汽煤耗，从而提高热电厂经济效率。我们收集了以上三个工况下的生产参数，给水温度分别为：159℃、192℃、200℃，吨蒸汽耗原煤量分别为：156.38 kg/t、155.48 kg/t、139.78 kg/t，原煤低位发热量分别为：20178 Kj/Kg、18765 Kj/Kg、20508 Kj/Kg。 根据锅炉热平衡计算公式： （2）
发电机组给水温度偏低分析及处理 王微 摘要 #1、#2机组投产后，随着机组运行时间的增长，#1、#2机组给水温度逐步降低。经过认真分析影响给水温度偏低的各种因素，认为是高加水室短路，部分给水通过隔板直接流过，造成给水加热不彻底温度偏低。针对该问题提出了检修方案，彻底解决#1、#2机给水温度偏低，使机组能在最佳工况下运行，提高其经济效益。 主题词：给水温度偏低分析 0、概述 二期2×330MW机组，汽机主设备是北京汽轮电机有限责任公司引进法国ALSTHOM公司技术生产的330MW亚临界、中间一次再热、冲动、凝汽式汽轮机，机组型式为单轴三缸双排汽。回热系统由两级高压加热器(内藏疏水冷却段及一外置式蒸汽冷却器)、一级除氧器和四级低压加热器组成。高压加热器疏水采用逐级自流进入除氧器，4号、3号、2号低压加热器逐级疏水至低加疏水箱，通过低加疏水泵至主凝结水管道，1号低压加热器疏水到凝汽器。给水系统采用3X50%电动给水泵，2台运行，1台备用。 1、问题的产生 机组在满负荷情况下运行时，采用的是TRL工况。自2002年9月两台机组开始投入商业运营以来，各工况下的运行参数均能达到设计要求。随着长时间大负荷的运行，从2003年11月以来，两台机组给水温度比对应工况设计值逐渐降低,造成机组不能在最佳工况下运行，严重影响经济性。通过采集数据，将给水温度的降低趋势作成如下曲线： 另将机组在TRL工况下实际运行参数与设计参数对比情况汇成表1： 表1
加、#2机#7高加的给水出口温度与工作温度设计值相差较大。 2、问题的分析 为了提高机组的效率，保证双机经济可靠地运行，对给水温度偏低的原因进行了分析： ⑴对给水系统及抽汽系统的热电偶进行校核，各测试元件工作正常，测量误差均在允 许范围之内，未发现设备异常； ⑵对高加三通阀严密性做了如下试验：关闭高加出入口三通阀，将高加水侧从系统中 隔离出来，给水流经高加旁路，同时泻掉高加水侧的压力，将高加水侧密闭。缓慢提升给水泵的出口压力，高加水侧压力没有变化，三通阀不存在内漏。 ⑶汽轮机各级抽汽的运行参数见表2。 表2
停运高压加热器对锅炉及系统运行的影响 一、热动分部高压加热器的大体情况 目前热动分部共有3组高压加热器，每组两台，其中新系统#1、2、3、4炉两组，出口水温200℃左右；老系统#6炉1组，出口水温210℃左右。另外#7、8、9炉分别单独设有给水加热器。 新系统两组高压加热器汽源分别为#1、#2机的非调整抽汽，#6炉一组高加汽源为3.8Mpa母管和1.0Mpa新蒸汽。各组加热器的疏水采取逐级自流，最终排入高压除氧器，整个加热锅炉给水的换热过程没有外排损失，加热蒸汽热量全部回收，仅有微量的设备和管道的散热损失。 二、停运高压加热器，降低给水温度的影响 1、锅炉给水温度降低后，假定锅炉蒸发量(D)不变，由于用于提高水温的热量增加，而用于蒸发的热量减少，所以锅炉需要的燃煤量(B)增加，锅炉的煤耗(B/D)将大幅上升；假定锅炉燃煤量(B)不变，由于提高水温的热量增加，所以锅炉蒸发量(D)降低，锅炉的煤耗(B/D)也将大幅上升。 2、锅炉给水温度降低后，为保证锅炉蒸发量不变，锅炉需要的燃煤量增加，相应的需要的热风量也需要增加，锅炉给水温度低于设计温度过多时，受锅炉给煤系统、风烟系统的限制，锅炉的负荷率将受到影响。 3、锅炉给水温度降低后，为保证锅炉蒸发量不变，锅炉需要的燃煤量和热风量增加，烟气量也相应增加，锅炉过热器可能出现超温现象，送、引风机电耗增加，影响设备安全运行。 4、锅炉给水温度降低后，省煤器因传热温差提高，吸热量增加，省煤器后的烟温降低，排烟温度降低，如果低于露点温度，可能造成空预器低温腐蚀。 5、锅炉给水温度降低后，排烟温度降低，而氨法脱硫装置和#6炉钙法脱硫装置均要求入口烟温不得低于125℃，排烟温度过低，将直接影响