高加端差相关知识

1000MW发电机组高加端差与机组负荷的变化调节技术摘要 :介绍了1000MW机组高压加热器 (简称高加 )端差的基本原理和高加正常水位控制方法;分析了机组高加端差对经济性的影响,指出了高加水位、高加端差、机组负荷的关系;提出了该机组高加水位控制时的新控制策略 ,提高火电机组回热加热系统的运行可靠性和运行性能，直接影响整套机组的运行经济性。

关键词:高加水位；端差；差压式水位计；测量偏差；负荷引进超超临界机组技术，其高压加热器选用HP1、HP2、HP3高加(高加序列号按抽汽压力由高到低排列)、ZF（HP3高加前置冷却器）型式：卧式、U型管。

三台100％容量的卧式、U型管式高压加热器，单列布置，高压加热器采用大旁路系统。

当任一台高加故障停运时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换到该列给水旁路。

机组在高加解列时仍能带额定负荷，这样可保证在高加事故状态时机组仍能满足运行要求。

1.高加端差的定义及经济性高加端差有上端差（加热器进气压力下的饱和温度与出水温度的差值称为上端差,也称传热端差）和下端差（正常疏水温度与进水温度的差值称为下端差)。

三台高加连续排汽分别接至除氧器，以提高传热效率和防止腐蚀内部零部件。

疏水采用压差逐级自流，3号高加疏水最后流入除氧器。

疏水调节装置采用疏水调节阀，根据加热器水位的变化控制疏水调节阀的开度来实现的。

加热器设有安全可靠的水位保护装置，给水系统采用大旁路，当任一加热器水位高于HHH值(+138mm)时，三台高加汽、水侧全部出系，给水走大旁路系统。

在具有疏水冷却段的高压加热器中，利用疏水液位在凝结段和疏水冷却段进口或加热器的疏水接管之间形成水封，当液位偏低时水封丧失，这就会造成蒸汽直接流入疏水管路或疏水冷却段，使过冷却的有效性降低，水封的丧失其实质是取消了疏水冷却段在加热器中的作用。

从而使加热器的疏水端差增加，疏水汽化，疏水逐级自流排挤下一级加热器的低压抽汽，产生不可逆损失，降低回热循环效果，从而影响机组的热经济性。

一、加热器端差加热器的端差一般指加热器抽汽压力下的饱和温度与加热器出口水温之差值。

加热器端差还有上下端差的概念，加热器上端差=汽侧抽汽压力对应的饱和温度-水侧出口温度，下端差=汽侧疏水温度-水侧进口水温。

端差越小，热经济性就越好。

我们可以从两个方面来理解：一方面，如果加热器出口水温不变，端差减小意味着不需要原来的那样高，回热抽汽压力可以降低一些，回热抽汽做功比增加，热经济性变好;另一方面，如果加热蒸汽压力不变，疏水温度不变，端差减小意味着出口水温升高，其结果是减小了压力较高的回热抽汽做功比，而增加了压力较低的回热抽汽做功比，热经济性得到改善。

例如一台大型机组全部高压加热器的端差降低1℃，机组热耗率就可降低约0.06%。

加热器端差究竟如何选择?从图3-1可看出，随着换热面积A的增加，θ是减小的，它们有如下关系因此，减小端差θ是以付出金属耗量和投资为代价的。

我国某制造厂为节省成本，将端差增加1℃，金属换热面减少了4㎡。

各国根据自己钢材、燃料比价的国情，通过技术经济比较确定相对合理的端差。

我国的加热器端差，一般当无过热蒸汽冷却段时，θ=3～6℃;有过热蒸汽冷却段时，θ=-1～2℃。

机组容量越大，θ减小的效益越好，θ应选较小值。

例如ABB公司600MW超临界燃煤机组，四台低压加热器端差均为2.8℃;东芝350MW机组的四台低压加热器端差也为2.8℃;国产优化引进型300MW机组最后三台低压热器均为2.7℃。

二、造成机组端差大的原因有以下几个方面：1)、高压加热器泄漏堵管，影响高压加热器的传热效果，导致上、下端差加大。

高压加热器泄漏堵管的原因有设计制造因素;此外，高压加热器启停时，给水温度变化率超标也是造成高压加热器泄漏堵管的一个原因。

2)、运行参数偏离设计参数较大。

由于机组设计和制造缺陷，以及运行调整和系统泄漏的原因，机组运行的热力性能指标达不到设计值，使得机组在偏离设计值较大的工况下运行。

3)、加热器水位的影响。

＃2机＃1高加疏水端差大原因分析一、＃2机通流部分改造前后＃1高加疏水温度对比由附表可知，＃2机通流部分改造前，负荷580MW时，#1高加疏水温度为253℃，进水温度为241℃，则改造前＃1高加疏水端差为12℃；＃2机通流部分改造后相同负荷下#1高加疏水温度约258℃，进水温度为236℃，则改造后＃1高加疏水端差约22℃，同比＃1高加疏水端差上升约10℃。

二、加热器疏水端差大理论原因1、加热器运行水位低，导致疏水中带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。

2、加热器运行中事故疏水动作，导致加热器水位下降，疏水温度及疏水端差上升。

3、加热器进水温度降低，本级加热器吸热量自行增大（抽汽量增加），疏水温度上升，疏水端差自行增大。

4、加热器内部汽流隔板损坏，影响蒸汽凝结，疏水段带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。

5、疏水温度测量有误，温度指示高。

三、目前＃2机＃1高加疏水端差大原因分析1、＃2机通流部分改造后，经与仪控就地核对＃1高加水位，正常疏水定值定为700mm，就地实际水位约440mm，在正常水位线运行，说明＃1高加正常运行水位控制正常。

为再次验证定值是否偏低，本月19日进行了＃1高加水位试验，相关数据如下：试验中发现当水位上升至773mm 时，＃1高加水位高“光字牌”报警发出，说明此时液位高开关已动作，实际水位已高，因此目前水位定值700mm比较合理。

2、＃2机通流部分改造后，相同负荷下主汽压力下降约1.2MPa，三台高加的抽汽压力必然下降，抽汽量必然相应增加。

由附表可知，改造前、后＃1高加抽汽压力下降约0.6MPa（改造前＃2机超压运行，#1高加超压约0.4MPa），进水温度下降约5℃，温升下降约5℃，根据加热器自平衡原则，改造后＃1高加的抽汽量必然增加，从而引起疏水温度上升、疏水端差增大，这也是＃1高加疏水端差增大的主要原因。

同理#2四、结论及有关建议1、＃2机通流部分改造后相同负荷下＃2/＃1高加温升分别下降2℃/5℃，给水温度下降约5℃，＃3高加大修中已更换，温升未变化（因为大修前＃3高加已堵管约15％）。

#2机组汽轮机高加端差异常的研究分析与治理摘要针对汽轮机#1、#2、#3高压加热器端差偏离设计值较大，通过负荷-水位试验研究，在不影响机组正常运行的情况下，从热控设备的角度提出并实施了重新标定高加水位基准零点的措施。

关键词汽轮机加热器端差研究治理引言我司#2机组高压加热器长期运行，高加上下端差长期严重偏离设计，严重影响抽气加热系统经济效率。

#2机组由300MW增容至330MW后，机组运行参数发生了较大的变化，而高加水位运行标准修正却相对滞后。

1.高压加热器原理及概况从汽轮机来的温度较高的抽汽，从加热器的蒸汽口进入，首先利用蒸汽的过热度加热加热器的给水，使给水出口温度进一步提高。

随后蒸汽进入饱和段，加热蒸汽再次释放大量的潜热并凝结成饱和疏水。

饱和疏水聚集在设备下部，并在压差的作用下靠虹吸原理进入疏冷段，饱和疏水放热加热刚进入加热器的给水，最后疏水成为过冷水经由疏水出口离开加热器。

我司#2机组高加系统由#1、#2、#3高压加热器和蒸汽冷却器组成，高压加热器疏水是按照#3#2#1的顺序逐级自流。

1.高加端差偏大原因分析在高加热器水位低到一定值时，缺失疏水冷却段水封，疏水混合蒸汽进入疏水冷却段，疏水温度偏高，经济性降低；由于疏水冷却段物理位置低于蒸汽冷却段出口，水封吹损或水位过低造成水封缺失后造成蒸汽回流，蒸汽冷却段来的高速蒸汽冲刷蒸汽凝结段、冷却段，在疏水冷却段形成水汽混合汽液两相流，冲刷疏水冷却段，管道因此强烈振动损坏。

由于加热器疏水是逐级自流，大量的水汽混合物冲入下一级加热器，大量的高温高压混合物减少了下一级加热器的抽汽量，降低了加热器的能效，使机组经济性，安全性能降低。

高压加热器低水位甚至无水运行，导致疏水端差大。

2.1高加本体材质因数高压加热器长期运行多年，管路老化严重，泄漏、堵管频繁导致加热面积越来越小，致使加热器的热传导变小，造成高压加热器上下端差偏大，但本项目从不影响机组正常运行的方面考虑，对于高加本体材质因数不做研究讨论。

一、高加的投退原则：1.加热器投运时，应先投水侧再投汽侧，投入顺序为由低到高，停运时，应先停汽侧再停水侧。

高压加热器在锅炉上水时应投入水侧，完成低压下注水投运。

2.高加水侧投入是应先全开高加出口门，再开启进水三通，防止锅炉断水。

3.高加水侧停运步骤与投运步骤基本相反。

4.严禁将泄漏的加热器投入运行。

5.高加必须在就地水位计、水位开关、水位变送器完好，报警信号及保护装置动作正常的情况下才可以投入运行。

6.高压加热器在机组负荷达25％额定负荷，除氧器倒至本机四段抽汽供汽后投入。

投高加时应遵循从低压到高压的原则，停时相反7.高加投停过程中应严格控制温升率：注意控制高加出水温度变化率≯1℃/min。

8.注意汽机振动、差胀、轴向位移等的变化在控制范围内。

投运操作：（一）投运高加时应按照从低至高的原则进行。

先投水侧。

1.确认高压加热器全部工作结束，联系热工投入高压加热器保护，2.开启＃1A、1B高加水侧出口排空阀。

3.开启高加注水阀，待＃1A、1B高加水侧排空阀见水后关闭。

4.高加注水，控制高加温升率≯1℃/min。

5.高加定压后，关闭注水门，稳定5分钟，高加压力不应有明显下降。

同时观察各加热器水位计水位无明显升高，如发现水位升高，严禁投入高加，应注水查漏。

6.检查高加水侧压力表指示与给水泵出口压力之差＜0.5MPa;开启＃1高加出口电动阀，开启高加入口三通阀。

（二）汽侧投运按照从低至高的原则进行以＃3A高加汽侧投运操作步骤为例：1.按照系统启动前的阀门检查卡检查阀门在启动前状态。

2.高压加热器投入前，运行当值人员应联系热控人员确认高压加热器水位保护正确投入。

除了高加水位计异常、故障及水位计有检修工作外，高压加热器水位保护严禁解除。

3.开启＃3A高加抽汽电动阀前疏水阀、抽汽电动阀后疏水阀。

4.将＃3A高加事故疏水调节阀切为手动，手动开启＃3A高加事故疏水调节阀5％左右开度。

5.开启3A段抽汽逆止阀，缓慢开启3段抽汽电动阀；开启＃3A高加运行排汽隔离阀。

金堂电厂600MW#2高加下端差偏大的原因及处理摘要：针对金堂电厂600 MW亚临界燃煤火力发电机组，分析#2高压加热器下端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。

关键词：高压加热器；端差；经济性高压加热器，简称高加，是在火力发电厂中利用回热抽汽对锅炉给水进行加热的表面式换热装置，可以提高锅炉给水温度，降低机组能耗，从而提高机组热效率。

我厂机组为N600-16.7/538/538-2型汽轮机，系东方汽轮机厂与日立公司合作设计生产的亚临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、双背压、三缸四排汽、冲动式汽轮机。

其中我厂#2高压加热器型号为JG-2300-2。

一、高压加热器的原理和结构1、高压加热器的工作原理一台加热器内部可分为蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段三个换热部分，其每个阶段的具体工作原理如下：蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的蒸汽的一部分显热来提高给水温度的。

它位于给水出口流程侧，并有包壳板密闭。

采用蒸汽冷却段可以提高离开加热器的给水温度，使其接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度。

从进口管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下，以适当的线速度和质量速度均匀地流过管子，并使蒸汽保留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态。

这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可以防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的危害。

凝结段是利用蒸汽冷凝时的潜热来加热给水的。

一组隔板使蒸汽沿着加热器长度的方向均匀分布，起支撑传热管的作用。

进入该段的蒸汽，根据汽体冷却原理，自动平衡，直至由饱和蒸汽冷凝成饱和的凝结水，并汇集在加热器的底部，收集非凝结气体的排气管必须置于管束最低压力处以及壳内容易聚集非冷凝气体处。

非冷凝气体的聚集影响了传热，因而降低了效率并造成腐蚀。

疏水冷却段是把离开凝结段的疏水的热量传给进入加热器的给水，而使疏水温度降低到饱和温度以下。

疏水冷却段位于给水进口流程侧，并有包壳密闭。

疏水温度降低后，当流向下一个压力较低的加热器时，减弱了在管道内发生汽化的趋势。

高压加热器端差大原因论文【摘要】府谷电厂高加下端差大的问题主要出在：汽轮机回热系统高加的要求和高加生产厂家本身设计存在较大偏差。

基于当前给水温度基本满足设计要求的情况下，平时通过运行调整尽量维持高加较高效率运行。

同时我们还要参看其他空冷同类型机组高加运行情况，为二期设备的选型提供参考。

一、府谷电厂简介陕西省府谷电厂煤电一体一期（2×600MW）工程位于陕西省榆林市府谷县境内，规划容量（2×600MW+4×1000MW）机组，全部采用空冷机组。

二、给水回热系统存在的问题府谷电厂600MW的给水加热系统共设有3台高加、一台除氧器，3台低加，运行中我们发现，#1机的#1、2高加，端差偏大，#3高加下端差不正常的偏低；#2机组的#1、2、3高加下端差均偏大，尤其#2机#3高加一直在18℃以上。

高加端差有上端差：加热器进汽压力下的饱和温度与出水温度的差值称为上端差；下端差：正常疏水温度与进水温度的差值称为下端差。

造成高加下端差增大的原因一般有以下几个方面：1、高加长期低水位运行，使高加疏水不能充分冷却； 2、高加的水侧的水室存在短路现象；3、高加内部积聚空气使传热效率降低；4、高加入口三通旁路电动门泄漏或进口联程阀开不到位造成小旁路泄漏，表现为#1高加出口给水温度比高加后给水母管温度高；5、给水品质不合格，高加管束表面积盐，影响换热效果6、温度测点是否准确。

高加下端差过大带来的问题：加热器下端差增大、疏水温度未得到应有的冷却，致使蒸汽在本级加热器中的放热程度降低，加热用汽量增大；同时，疏水温度的提高及加热用汽量的增大又导致下一级加热器用汽量的减少，即形成高品位抽汽增加，低品位抽汽减少，带来机组经济性的降低。

三、对高加运行中存在问题的分析府谷电厂高加采用哈尔滨锅炉厂生产的型号为单列卧式U型管表面加热。

下面我们对于#1、2机高加下端差大的问题，我们逐一对原因进行分析排除：1、由于#1、2机投产以来就一直存在这种问题，且两台机大修过程中对高加进行彻底检查，均未发现异常情况，基本可以排除，高加结垢和内部损坏的原因。

一次#7高加疏水端差大处理过程分析一、#7高加疏水端差大时运行情况：6月12日，5号机开机温态开机投人高加后，发现#7高加疏水端差（即平常我们讲的加热器下端差）与开机同比偏大，当时#7高加水位设定值为670mm，水位模拟量显示680 mm左右，＃7高加水位调整门开度为99%，＃７高加事故放水门稍开，#6高加外置蒸冷器入口温度为200℃，而＃7高加疏水温度居然也有202℃，而此时＃7高加的人口温度为170℃，下端差为32℃，而且下端差有进一步增大的趋势。

这一情况的出现肯定是不正常的，监盘人员立即认真分析查找原因以进行处理。

二、疏水端差大的原因分析与调整导致＃7高加下端差增大原因无非就是加热器水位低或者是相关表计显示异常，从上面＃7高加运行情况看：＃7高加水位调整门开度为99%，还有就是＃７高加事故放水门有一定的开度，但是其水位显示正常，而加热器的下端差却偏大，只能说明加热器的水位显示与实际水位存在着一定的偏差，经就地核对一次水位计，显示＃7高加无水位运行，根据这一情况及时将＃将#7高加事故放水门关闭并将水位设定值增至700mm后，下端差逐渐变小，“#7高加水位OK”信号发信，此后高加工作正常。

下图为处理过程趋势图：（红线：#7高压加热器入口温度；黄线：#7高加疏水温度；绿线：#6高加外置四蒸冷器入口水温；白线：#7高压加热器水位。

）下表为#7高加投入后的相关参数：三、处理心得从这次高加的下端差偏大问题处理情况看，我们不难看出处理异常情况的方法有下面三方面：１）检查相关参数并进行核对，确定原因。

２）根据原因进行处理。

３）检查处理效果并验证分析的原因。

这次处理过程中，我们首先发现下端差大，继而分析＃7高加运行的水位，疏水门的开度，就地核对等确定了真正原因，顺利的将问题处理了，高加的运行情况对机组的经济性有着举足轻重的作用，它的作用体现在两方面，其一是对锅炉运行的影响，其二是对汽轮机运行的影响。

高加退出运行，使进入锅炉的给水温度下降，如果要维持蒸发量不变，无疑要相应加强燃烧，使同比情况下锅炉的不可逆损失增加，同时排烟温度上升造成排烟损失增加；对于汽轮机而言，要严禁高加无水位和高水位运行，无水位运行不仅会造成排挤低能级抽汽，造成汽轮机效率下降，同时由于疏水管道两相流造成对加热器和管道的冲刷加剧严重影响加热器的使用寿命；高水位运行会有可能造成汽轮机进水事故的发生；因此，我们在平时的工作中要时刻关注它的运行情况，加强仪表分析和就地巡查工作，提高高加的投入率，为我厂330MW机组经济指标尽快赶上对标机组而贡献力量。

300MW机组高压加热器端差解析与经济性影响分析摘要：阐述了300MW机组高压加热器的基本原理及运行状况和存在的问题，分析高压加热器端差大的原因及端差对机组经济性的影响，提出改善高加运行状况的措施。

关键词：高压加热器端差 300MW机组异常分析经济性1 高压加热器概况高压加热器，是利用汽轮机的部分抽汽对给水进行加热的装置，其运行状况不仅影响到火电机组的经济性，还影响到机组的安全运行。

蓬莱电厂两台机组汽轮机的高压加热器采用三台单列卧式表面加热器。

1.1.高压加热器结构（1）过热蒸汽冷却段。

过热蒸汽冷却段用包壳板、套管和遮热板将该段管子封闭，内设隔板使蒸汽以一定的流速和方向流径传热面达到良好传热效果，又避免过热蒸汽与管板、壳体等直接接触，降低热应力，并使蒸汽保留有足够的过热度，以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，防止湿蒸汽冲蚀管子。

该段设有高加给水的出口部位。

（2）凝结段。

蒸汽凝结段是用蒸汽凝结时放出的汽化潜热加热给水，带有一定过热度的蒸汽从两侧沿整个管系向心流进整个凝结段管束。

不凝结气体由管束中心部位的排气管排出，排气管是沿整个凝结段设置，确保不凝结气体及时有效地排出高加，以防止降低传热效果。

（3）疏水冷却段。

疏水冷却段同样是用包壳板、挡板和隔板等将该段的加热管束全部密封起来。

带疏冷段的加热器，必须保持一个规定的液位，避免蒸汽漏到疏水冷却段中，造成汽水两相而冲蚀管子，并保证疏水端差满足设计要求。

1.2 高压加热器端差增大的危害如果高压加热器运行中的端差远高于设计值，以及由于内部损坏导致停运，对机组的热经济性影响很大。

另外还可能伴随着产生受热面超温、轴向推力增大，甚至汽轮机水冲击等严重危害机组安全的现象。

2 高压加热器端差异常增大原因分析2.1 高压加热器设计制造、检修维护、正常运行失误（1）高加设计、制造存在缺陷。

主要表现在：高加内部管系的管子与管板之间采用机械胀管、管口焊接的方式，胀接力与胀接长度不够，制造工艺质量较差。

加热器端差分为上端差和下端差两个数据，加热器设计及制造企业也是按上、下端差分别进行设计计算的。

上端差是指加热器进口压力下的饱和温度与加热器水侧出水温度的差值；下端差是指加热器疏水温度与水侧进水温度的差值。

上下端差，也可以叫给水端差和疏水端差，只是叫法不太一样。

其实我们平时主要调整的是疏水端差。

（1）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；（2）上端差过大，为疏水调节装置异常，导致高加水位高，或高加泄漏，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时会造成汽机进水；（3）下端差过小，可能为抽汽量小，说明抽汽电动门及抽汽逆止门未全开；或疏水水位低，部分抽汽未凝结即进入下一级，排挤下一级抽汽，影响机组运行经济性，另一方面部分抽汽直接进入下一级，导致疏水管道振动。

凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。

对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。

一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。

实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使导热条件恶化。

端差增加的原因有：①凝器铜管水侧或汽侧结垢；②凝汽器汽侧漏入空气；③冷却水管堵塞；④冷却水量减少等。

我在运行中遇见过因水侧有空气导致出口温度升高影响端差，在开启空气门放空气后改善，而且要多开几次。

与我们的射气抽气器的出力问题有很大的关系，出力小的话端差就会变大凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。

通过端差，过冷度，出入口温差报表可分析凝汽器相关的问题，三项是基础冬季冷却水入口温度低，所以冬季的真空要比夏季的高，真空越高，真空系统的漏气量就越大，因此冬季的端差比夏季的大些..循环水出口温度- 循环水入口温度=循环水温差这个过大，说明凝汽器内铜管有堵塞、结垢、或是铜管泄露后采取的堵管措施，漏的多，堵得多，最后使可用的铜管不多了，总之就是说明凝汽器内铜管通流能力降低，所以进去的循环水温度不高，但是因为通流能力不畅，所以在凝汽器内与凝汽器内的排汽热交换过程中吸热过多，造成出口水温过高，因此温差较大，这个温差的作用就是判断这个的。

上汽超超临界660MW机组高加端差大治理探讨发布时间：2022-07-24T06:47:49.245Z 来源：《中国电业与能源》2022年5期3月作者：路飞孙忠钢[导读] 江苏某电厂两台660MW机组自投产以来，高加端差与标准值偏差较大，路飞孙忠钢国能陈家港发电有限公司江苏省盐城市224000摘要：江苏某电厂两台660MW机组自投产以来，高加端差与标准值偏差较大，给水温度始终达不到标准值，影响机组运行效率，引起高加端差增大的原因是多方面的，本文从高加结构设计、系统管道阀门、水位控制等方面探讨造成高加端差偏离标准值的原因，有效提高给水温度，以增加机组运行效率。

关键词：660MW；超超临界机组；高加端差；机组效率1、引言高压加热器是火力发电厂重要的辅助设备之一，它运行的优劣对机组的经济性有直接的影响。

我公司2号机组3台高加在运行中观察发现，高加下端差偏离标准值较多，影响了机组的经济运行，尤其是3号高加，下端差偏离标准值最大，希望找出原因最大限度地提高机组的经济性。

2、设备概况江苏某电厂一期2*660MW超超临界机组，采用的三台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产。

高压加热器是一种表面式加热器，由于被加热水来自给水泵出口，其高压加热器的给水压力不但比低压加热器的管侧压力要高的多，正是由于这一点，高压加热器在结构、系统、保护装置等方面比低压加热器都有更高的要求。

3、现状调查3.1目前2号机组3台高加下端差情况如下：由表中数据可以看出，2、3号高加端差明显高出标准值，尤其是3号高加，与标准值偏差较大。

3.2 2号机组1、2、3段抽汽设计参数及实际参数如下：由表中数据可以看出，2号机组1、2、3段抽汽设计参数与实际参数基本相符。

4、原因分析4.1 高加本体结构问题江苏某电厂2号机组高压加热器为上海动力设备有限公司生产，三个高压加热器均为卧式U型管管板式结构，它们的传热区段分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段、疏水冷却段三段组成，其结构基本相同。

燃煤火电机组高压加热器端差大的分析与优化摘要：针对600 MW亚临界燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。

结果表明，高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。

高加系统常见的缺陷包括阀门、法兰泄漏，高加水位测点故障，阀门机务卡涩、手轮或支架故障，外部保温缺失和电动阀故障。

高加端差偏大的原因包括受热面结垢、积存空气、高加水位实际过高或过低、高加管束有效换热面积下降、保温不足、汽水外漏、事故疏水阀内漏、疏水回路不通畅或通流截面积不够。

降低高加端差的优化措施包括高加汽侧管束化学碱清洗、系统排气、控制合理的高加水位，更换水位测量仪表，加强巡检和排查高加保温不足、汽水泄漏和恢复部分被封堵的管束。

关键词：燃煤火力发电机组；高压加热器；疏水端差；事故放水水位；降低端差1.引言高压加热器（简称高加）为燃煤火力发电机组回热系统的主要设备，高加疏水端差大不仅导致热经济性降低，同时还会引起疏水管道振动增高，威胁汽轮机系统的安全运行[1-5]。

因此，有必要对高压加热器的系统工作原理和故障原因进行分析，研究降低疏水端差和管道振动的处理方法，优化运行。

本研究拟针对燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。

本文的分析有助于了解高加疏水端差偏大的原因，提出运行优化措施和设备缺陷技改方案，提高高加设备的运行安全性和经济性。

2.高加系统的结构和工作原理以北仑电厂600 MW亚临界湿冷燃煤火力发电机组2号机为例进行分析。

抽汽回热系统设有3台表面式、U型管高压加热器，全部为卧式结构，分别布置在汽机房19.8 m层、13.7 m层和6.1 m层，均由法国阿尔斯通公司设计制造。

高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。

关于高加端差经济分析
高加端差直接影响给水温度，进而影响机组的经济性运行。

影响高加端差大的直接原因为高加的水位。

水位高，虽然端差减小，但事故疏水启动调阀易全开；水位低，高加端差增大。

均影响机组经济性。

设计中，高加端差：#1高加5.0℃、#2高加5.5℃、#3高加5.6℃。

实际中，负荷在450MW时，#1高加7~8℃左右、#2高加7~8℃左右、#3高加7~16℃左右。

尤其是#3高加，正常疏水调阀调节线性不好，调节较缓慢，造成了高加水位波动较大。

在升负荷时，水位偏差较大（50mm），造成端差大或水位高。

#1、#2高加水位偏差在20mm左右。

建议：
1、#3高加远传水位计需进一步校对。

2、#3高加正常疏水调阀线性查，调节速度太慢，调节性能需加强。

高加下端差大对机组经济性影响的分析一、分析题目高加下端差大对机组经济性影响的分析二、分析原因或背景加热器下端差增大、疏水温度未得到应有的冷却，致使蒸汽在本级加热器中的放热程度降低，加热用汽量增大；同时，疏水温度的提高及加热用汽量的增大又导致下一级加热器用汽量的减少，即形成高品位抽汽增加，低品位抽汽减少，带来机组经济性的降低。

三、分析内容1．高加长期低水位运行，高加疏水不能充分冷却。

当水位降低到一定程度，疏水冷却段水封丧失，蒸汽和疏水一起进入疏冷段，疏水得不到有效冷却，经济性降低；更严重的是，由于蒸汽冷却段的出口在疏冷段的上面，水封丧失后，造成蒸汽短路，从蒸汽冷却段出来的高速蒸汽一路冲刷蒸汽冷却段、凝结段，最后在疏水冷却段水封进口形成水中带汽的两相流，冲刷疏水冷却段，引起管子振动而损坏。

同时，由于加热器疏水逐级自流到下一级，本级疏水的汽液两相流大量串入下一级加热器，排挤了下一级加热器的抽汽量，使高能级抽汽变为低能级使用，造成机组的经济性大幅度降低。

2．高加的水侧的水室存在短路现象。

加热器水室内的进、出口水隔板损坏，进水与出水之间部分被短路，有一部分给水直接进入加热器水室出口侧而没有通过传热管，直接从加热器水室的出口出去了。

3．高加内部积聚空气使传热效率降低。

加热器中不凝结气体的来源是加热器停用、检修时滞留在加热器壳侧或水侧的空气，抽汽或疏水带入或析出的不凝结气体，不凝结气体的存在降低了传热效果，增加压力损失，使高加出口温度降低，造成高加下端差增大。

4．给水品质不合格，高加管束表面积盐，影响换热效果。

还有加热器长期运行后，会在管子内外表面形成以氧化铁为主的污垢，降低了传热效果，增加压力损失，使高加出口温度降低，造成高加给水端差大。

5．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。

高加故障原因分析与对策一、简介：目前，大容量火电机组普遍采用具有中间再热的回热循环，以提高整个机组的热经济性。

回热加热器是回热系统的重要设备，它对热经济性的影响很大。

由于设计、安装、检修和运行等方面原因，高加的投入率并不是很高。

高加的故障原因很多，最多的就是漏泄。

二、漏泄的位置：1、管子端口（管子与管板连接处）；2、管子本身漏泄；3、汽侧与水侧阀门；4、水室隔板（进、出水室之间）漏泄；三、漏泄的原因：1、管子端口（管子与管板连接处）漏泄大多是由于起停过程中热应力过大、管板变形。

热应力过大：高加在与主机正常启停过程中，或在主机故障而高加停运时，或在主机正常运行中因高加故障而使高加停运及在启动时，高加的温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大热应力，使管子和管板相连接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口漏泄。

主机或高加故障而骤然停运时，如果汽侧停止供汽过快，或汽侧停止供汽后，水侧仍然继续给水，在这两种情况下，因管子的管壁薄，所以在管板管孔内的那端管子收缩很快。

而管板的厚度大，收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。

这就是规定的温降率允许值只有1.7~2.0℃/分钟，比温升率允许值2~5℃/分钟要严格的原因。

不少发电厂常常发生下属情况，主机运行中高加运行是正常的，但在停机后或停高加后再开机或再投运高加时，却发现高加管系泄漏。

实际上，泄漏不是在停机后，也不是在开机或正确投运高加时引起，而是在停机或停运高加过程中，由于高加温降率过快导致管子和管板连接焊缝或胀接处发生损坏而造成漏泄。

管板变形：管板与管子相连，管板变形会使管子的端口发生漏泄。

高加管板水侧压力高、温度低，汽侧压力低、温度高，尤其有内置式疏水冷却段，温差更大。

如果管板厚度不够，则管板会有一定的变形。

管板中心会向压力低、温度高的汽侧鼓凸，在水侧，管板发生中心凹陷。

在主机负荷变化时，高加汽侧压力和温度相应变化。

尤其在调峰幅度大，调峰速度过快或负荷突变时，在使用定速给水泵的条件下，水侧压力也会发生较大变化，甚至可能超过高加给水的额定压力。