高压加热器疏水系统改造

高压加热器技术规范书2024年4月1．总则2．设备规范3．技术要求4.质量保证5.供货范围6.技术资料及交付进度7.监造、检查和性能验收试验8．技术服务与联络1.1本技术规范书适用于热电机组辅机设备的高压加热器，本期工程安装二台机组，每台机组配备2台高压加热器。

它提供了该设备的功能设计、结构、性能、供货范围、安装和试验等方面的技术要求。

1.2本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合本技术规范书和工业标准的优质产品。

1.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。

如有异议，都应在报价书中以“对技术规范书的意见和同技术规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

1.4在签订技术规范后，因标书标准和规程发生变化，买方有权以书面形式提出补充要求。

具体项目由供、需双方共同商定。

1.5本技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。

1.6卖方对供货范围内的高压加热器成套设备负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。

分包（或对外采购）的主要产品制造商应事先征得买方的认可。

2设备规范2.1型式：立式、盘管形式设计工况、给水进/出口温度、加热蒸汽参数、上下端差等：根据汽机热平衡图（电子版）。

高压加热器的外形及接口定位尺寸在订货后根据设计院要求修改。

2.2.高加主要数据汇总表（空白处卖方填写完整）2.2.1CB15-8.83/1.6/0.8编号项目单位数据编号项目单位数据1号高压加热器1给水入口温度℃正常104最高1582给水出口温度℃~170 3给水流量（正常/最大）t/h130/133 4给水压力MPa16 5加热蒸汽压力(额定/最大)Mpa0.85 6加热蒸汽温度(额定/最大)℃261/259 7壳程设计压力Mpa（a）8管程设计压力Mpa（a）9壳程设计温度(过热段/凝结段)℃10管程设计温度℃11上端差℃12下端差℃13管侧阻力Mpa14汽侧阻力Mpa15总换热面积m216壳体规格（外径×壁厚）(过热段/凝结段)mm×mm17换热管规格（外径×壁厚）mm×mm18换热管材质编号项目单位数据19壳体材质20集水管材质21腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm22焊缝系数(管程/壳程)1/1 23外型尺寸，外径、长mm，mm24净重kg25重量（充水后重量）kg26数量台12号高压加热器27给水入口温度℃~170 28给水出口温度℃215 29给水流量（正常/最大）t/h130/133 30给水压力MPa1631加热蒸汽压力(额定/最大)MPa 2.226/2.396 32加热蒸汽温度(额定/最大)℃365/372 33壳程设计压力MPa（g）34管程设计压力MPa（g）35壳程设计温度(过热段/凝结段)℃36管程设计温度℃37上端差℃编号项目单位数据38下端差℃39管侧阻力MPa40汽侧阻力MPa41壳体壁厚（外径×壁厚）过热段/凝结段mm×mm42换热管规格（外径×壁厚）mm×mm43换热管材质44壳体材质45集水管材质46总传热面积m247腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm48焊缝系数(管程/壳程)1/1 49外型尺寸，外径×高mm，mm50净重kg51重量（充水后重量）kg52数量台1 2.2.2B15-8.83/0.8编号项目单位数据1号高压加热器1给水入口温度℃正常104最高158编号项目单位数据2给水出口温度℃~175 3给水流量（正常/最大）t/h130 4给水压力MPa165加热蒸汽压力(额定/最大)Mpa0.85/1.05 6加热蒸汽温度(额定/最大)℃255/316 7壳程设计压力Mpa（a）8管程设计压力Mpa（a）9壳程设计温度(过热段/凝结段)℃10管程设计温度℃11上端差℃12下端差℃13管侧阻力Mpa14汽侧阻力Mpa15总换热面积m216壳体规格（外径×壁厚）(过热段/凝结段)mm×mm17换热管规格（外径×壁厚）mm×mm18换热管材质19壳体材质20集水管材质21腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm编号项目单位数据22焊缝系数(管程/壳程)1/1 23外型尺寸，外径、长mm，mm24净重kg25重量（充水后重量）kg26数量台12号高压加热器27给水入口温度℃~175 28给水出口温度℃215 29给水流量（正常/最大）t/h130 30给水压力MPa1631加热蒸汽压力(额定/最大)MPa 2.248/2.497 32加热蒸汽温度(额定/最大)℃365/376 33壳程设计压力MPa（g）34管程设计压力MPa（g）35壳程设计温度(过热段/凝结段)℃36管程设计温度℃37上端差℃38下端差℃39管侧阻力MPa40汽侧阻力MPa编号项目单位数据41壳体壁厚（外径×壁厚）过热段/凝结段mm×mm42换热管规格（外径×壁厚）mm×mm43换热管材质44壳体材质45集水管材质46总传热面积m247腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm48焊缝系数(管程/壳程)1/149外型尺寸，外径×高mm，mm50净重kg51重量（充水后重量）kg52数量台13技术要求3.1高加技术要求3.1.1本次订货设备与CB15-8.83/1.6/0.8及B15-8.83/0.8汽轮机匹配，每台机组配2台立式高压加压器。

摘 要 ：－ Ｉ 对不锈钢 管焊接接 口存在的问题 ， Ｉ － 进行原 因分析 ， 提
出了改变焊接工 艺、 控制定 货质量 、 高对 口质 量和加 强对 提
长期冲蚀。根据《 力发 电厂金属材料手册 》 中国 火 （
焊工培训等一 系列提 高焊 口合格率的措 施 ， 并经检验 这些措
施 是 可行 的 。
ｐ ｏ ｅｔ ｅｑ ａｉｉ ｔ ｎ ｒｔ ｆｗｅｄｎ ｏ ｎ ｃｉｎ ｈ ｖ ｅｎ ｒ ｖ ｈ ｕ ｌ ｃ ｉ ａｅ ｏ ｌｉｇ ｃ ｎ ｅ ｔ ａ ｅｂ ｅ ｆａ ｏ ｏ
ｐ ｔｆｒ ｒ ｕ ｏ ｗａｄ，ｔｒ ｕ ｈｃ ａ ｇｎ ｌｉｇｔｃ ｎｑ ｅ ｏｃ ｎ ｒｌ ｈ ｏ ｇ ｈ ｎ ｉｇｗｅｄｎ ｅｈ ｉｕ ，ｔ ｏ ｔｏ
电力出版社 ２０ 年 ４ ０１ 月第一版） 常用钢管的性能数 据 ，Ｃ １Ｎ ９ ｉ １ ｒ８ ｉ 用于在 ６０ ５ Ｔ ０ － ０℃工作 的焊接设 ￣６
备和长期工作在 ６０℃下的过热器管及各种耐腐蚀 １ 的容器、 结构部件等， 也广泛地用作高温、 耐腐蚀 的 零部件（ 板材 、 管材及锻件等） 。为防止高加疏水管
爆管事件的发生，０４ ２０ 年大修期 间对高加疏水系统
管道 、 弯头 、 三通、 大头、 小头进行更换 ， 材质由原碳 钢更 换 为 １ ｒ８ ｉ ｉ 锈 钢 材 质 （ ５ Ｃ １Ｎ ９ 不 Ｔ ￣７ｍｍ Ｘ ４
ｍｍ、 １ ９ ￣ ５ ｍｍ ｍｍ、￣ １ ｍｍ ｍｍ） Ｘ ６ ２９ Ｘ８ ，
Ｎ２ｏ ２ ７—５５５ ５ 回 热 系 统 设 置 ４台 ＤＲ 一 ｏ 一１． ３ ／３ ，
１ ｒ８ ｉ ｉ １ Ｎ ９ 不锈钢属于高合金耐热钢， Ｃ Ｔ 焊接时 容易造成高温氧化 、 夹杂和气孑 ， Ｌ难以控制的热输入

发电厂火电厂机组综合指标异常及解决措施供电煤耗率g∕kWh1可能存在问题的原因1.I发电煤耗率高1.Ll锅炉热效率降低。

1.1.2汽轮机热耗率高。

1.1.3燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大。

1.1.4季节因素影响。

1.1.5管道效率低。

1.1.6机组负荷率影响>1.1.6.1机组平均负荷率低。

>1.1.6.2机组负荷峰谷差大。

>1.1.6.3机组负荷调整频繁。

1.L7供热煤耗偏低>1.1.7.1热、电耗煤量分摊方法不合理。

>1.1.7.2供热流量虚低。

ALL7.3供热参数虚低。

>1.1.74热网设备效率低。

1.2厂用电率高1.1.1辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。

1.1.2机组公用系统运行方式不合理。

1.1.3煤质差。

124机组负荷率低。

125机组非计划减出力和非计划停运次数多。

126热、电耗电量分摊方法不合理。

127供热流量虚低。

128供热参数虚低。

129热网设备效率低。

1.3能源计量不准确。

能源计量不准确。

1.4管理原因1.4.1供电煤耗率数据不准确。

142机组优化运行基准值未及时正确调整，影响耗差分析。

143激励、约束机制不健全。

1.4.4煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。

145贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。

146燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。

147燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。

148节能降耗计划不合理，改造力度不够。

149管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。

2解决问题的措施2.1降低发电煤耗率措施2.1.1提高锅炉热效率。

2.1.2降低汽轮机热耗率。

2.1.3制入炉煤质量，选择适合锅炉燃烧的煤种。

2.1.4技术改造A2.141采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。

A2.142空气预热器三向密封节能改造。

A2.L4.3汽轮机汽封进行节能改造。

高压给水加热器至除氧器疏水管道异常振动原因分析及处理摘要：国内核电厂管道振动问题普遍存在，特别是在调试和运行初期，管道振动导致设备损坏的案例频繁出现。

管道振动会加速材料的疲劳损坏，大大缩短材料的使用寿命，并容易引发管道焊接处的破坏失效。

目前，国内对管道振动问题的解决主要有2种方法，即暂时缓解的“减振”和彻底解决的“消振”，可根据机组状态和设备情况等因素进行选择。

福清核电厂2号机组高压给水加热器（AHP）至除氧器管线自调试以来就存在疏水管道剧烈振动问题，严重影响机组安全运行和电厂经济效益。

关键词：高压给水加热器；管道振动；原因；治理措施1高压给水加热系统概况AHP的主要功能是利用汽轮机高压缸抽汽加热给水以提高热力循环的经济性，接收汽水分离再热器（MSR）第一级和第二级的疏水和排气，并从蒸汽侧排出不凝结的气体到除氧器（ADG）。

AHP包括给水系统、抽汽系统、疏水系统、放气系统和卸压系统等几个子系统。

其中，给水系统是由并列的A列和B列这2列高压给水加热器组成，每列高压给水加热器组由2台高压给水加热器（601RE/701RE和602RE/702RE）串联组成。

系统设计有2条疏水管线，即终端至除氧器（ADG）的正常疏水管线和终端至凝汽器（CEX）的紧急疏水管线。

ADG的水被主给水系统（APA）输送至主给水分配系统（ARE），最终流入蒸汽发生器。

其中主给水系统的功能在机组启动阶段由启动给水系统（APD）实现。

2管道振动介绍2016年3月29日，2号机组以0.5MW/min将功率从840MW提升至1086MW时，高加系统至除氧器疏水管线阀门2AHP217VL开度出现波动（波动范围为59~72%），汽轮机功率和系统抽气压力保持不变，现场管道出现剧烈振动。

管道剧烈振动直接导致2AHP217VL阀门本体损坏，支架压盖螺纹损坏与阀体脱开，供气管线断裂，止回阀2AHP401VL法兰漏气。

在此紧急状况下，运行人员通过改变阀门状态将高加疏水由除氧器切换至凝汽器，此时汽轮机热效率下降，机组功率也降至1060MW，管道振动消失。

三通阀，必先进行注水，注水通过注 水阀进行。注水有三点作用，一是对高加水侧及其管路进 行排气，提高传热效果；二是检查高加水侧有无泄漏（主 要是高加钢管），保证安全性；三是使高加水侧缓慢起压， 既达到暖体作用又为高加投运作准备。
一般情形下，高加注水与高加水侧投运（除特殊要求外） 同时进行，高加进出口三通阀手轮应在松开位置，且要切 记先释放出口门强制手轮，后释放进口门强制手轮，这是 为什么呢？因为高加注水时，高加控制阀及泄放阀是关闭 着的，随着高加注水的进行，高加内压力将逐渐提升，三 通阀阀芯所受的向上力也随之增大，当达一定压力后（一 般在 6MPa 以上），高加进出口三通阀就能被顶起。一旦 出口阀被顶起，无论进口阀在何位置，此时都不会引起给 水中断。反之，会形成进口阀在顶启状态，出口阀在关闭 状态，此时给水中断将在所难免。
• 低加正常疏水： • 采用逐级自流疏水，即#5低加疏水排至#6低加，#6低加疏水分两路分别排至#7A和
#7B，#7A（B）低加疏水排至#8A（B） • •#8A（B）疏水至低（高）压侧凝汽器扩容器 • 低加危急疏水： • •#5、#7B、#8B低加危急疏水排至高压侧凝汽器扩容器； • •#6、#7A、#8A低加危急疏水排至低压侧凝汽器扩容器。
1、 加热器投运时，应先投水侧再投汽侧，投入顺序 由低到高，停运时，应先停汽侧再停水侧；
2、 运行中检修后投运高加时（旁路切换到主路）， 先打开出口强制手轮，接着进行注水（注水时若高加 水侧有压力表则更有利于控制），确认出口阀顶起， 再缓慢开启进口阀强制手轮；
3、 严禁将泄漏的加热器投入运行；
4、 高压加热器启动投入时，必须遵循从低压到高压 的原则，停时相反；
• 每台高加的抽汽系统是独立的，且出口管均设有逆止阀。每台抽汽管道上均有节流孔 板，以防止过多蒸汽流入除氧器

简析电厂疏水系统管道优化方案文章介绍了火力发电厂疏水系统的设计原则，分析了火力发电厂有关设备的乏汽和工质回收以及疏水系统设置的情况，并提出一些建议，以达到节能减排的目的，降低企业生产成本，增加企业利润。

标签：疏水；回收；疏水系统优化引言火力发电厂热力系统、设备在机组启动、停机检修及正常运行时需要有预暖、放空及疏水放气等要求，该部分操作伴随有一定的工质和能量的损失，回收、利用好这部分的工质和能量不仅节约资源，减少环境污染，同时也可以提高电厂的经济效益。

火力发电厂热力系统及设备的放水、放气系统主要包括：（1）蒸汽、水管道启动的放水、放气。

（2）蒸汽管道的经常疏水。

（3）管道蒸汽伴热工质损失。

（4）热力系统设备的检修放水。

（5）设备的排汽、排污，除氧器溢放水、除氧器连续排汽、扩容器排汽放水等。

1 疏水系统的设计原则火力发电厂疏水系统的设计是热力系统设计非常重要的部分，设计要遵循以下基本原则：（1）热力设备和管道应设置完善的疏水、放水和排污水回收利用系统。

（2）设备、管道的经常性疏水和疏水扩容器、连续排污扩容器所产生的蒸汽，应回收至热力系统直接利用。

（3）设备、管道的启动疏水、事故及检修放水、锅炉排污水等水质稍差，可直接用作热网水的补充水或降温后作为锅炉补给水处理的原水、汽轮机凝汽器循环冷却水或除灰系统的补充水。

2 疏水系统的设置2.1 热力系统工质回收热力系统的工质回收主要针对主厂房内无压放水母管、有压放水母管、辅汽疏水母管。

在设计中要根据系统功能及管道布置，合理地进行蒸汽、水管道的放水、放气点装置的设计，能满足机组各种工况运行要求。

同时还要合理地进行辅汽疏水扩容器容积的选择，保证疏水尽量回收和疏水通畅。

疏水系统设计一般包括无压放水系统、有压放水系统和辅汽疏水系统。

无压放水系统是满足机组停运、检修或水压试验等要求，将中低压汽水管道及设备中的存水，经过排水漏斗至无压放水母管排至汽机房集水坑或主厂房外。

有压放水系统是放水直接接入有压放水母管并排至锅炉疏水（排污）扩容器或其他扩容器。

高加疏水管爆炸原因及预防措施贵阳发电厂9号机系东方汽轮机厂生产的超高压中间再热三缸二排汽、单轴凝汽式汽轮机，型号为N200-12.7/535/535-5，于1995年10月投产。

该机的回热系统包括3台高加、1台除氧器和4台低加，给水温度243.34℃。

机组正常运行时，高加疏水为逐级自流方式。

疏水逐级自流管上都设有疏水调节装置，每个排水调节阀由一套单独的气动单冲击调节系统控制。

经4年多运行之后，该疏水控制系统已不能保证加热器维持正常水位。

1999年3月8日，9号机91号高加疏水管中三通型弯头发生爆裂，6月22日，92号高加疏水管弯头再次发生爆管，影响机组的安全、经济运行。

笔者以92号高加疏水管爆管为例，对9号机高加疏水系统存在的问题以及预防措施进行分析和介绍。

1 事故过程1999年6月22日，9第一单元运行正常，带负荷190MW。

12:32，92号高加底部疏水管90。

弯头突然爆管，大量汽水喷涌而出，洗掉旁边排水泵变频调节柜。

随即切液调运行，负荷降至120MW，92号、93号疏水泵跳闸，高加解列。

高压加热器系统紧急停机后，于12:45机组投入电调运行，负荷恢复至180MW。

经检查，921号高压加热器疏水弯头用蒸汽和水冲洗，造成管壁减薄(壁厚由原来的4.5 mm减薄至0.7 mm左右)而发生爆管。

2 爆管原因分析(1)9气动隔膜式调节装置用于第一单元再生系统的排水调节。

该装置自投运以来，由于长时间受到汽水两相流动的冲蚀，调节阀执行机构出现卡涩等故障，调节阀灵敏度变差，阀门开度的调节速度不能适应负荷变动的要求，经常无法维持高加正常水位。

当水位过低时，疏水中夹带蒸汽，造成疏水管道及弯头(尤其是90。

弯头)长时间受汽水冲刷而致爆管。

(2) 由于高压加热器疏水调节系统存在上述问题题，操作人员未根据负荷变化及时调整疏水阀开度，因此运行调整中常将疏水调节阀置于强开位置。

这样虽然防止了高加水位过高造成水位保护动作，遇保护失灵而使汽轮机进水，但也使高加时常处于低水位运行，甚至出现无水位运行的状态，从而加剧了对疏水管路的冲刷，导致爆管。

１ 实例背景资料
某电厂 ． 现共有三台 １ ２ ＭＷ 的抽汽式汽 轮机 以及 ４台规格 为 ７ ５ ｔ ／ ｈ的循 环流化床锅炉 ． 是一 个热 电联产 的综 合利用 电厂 ． 总装 机容量 为３ ６ Ｍ Ｗ。 为周边的小区以及企业供 暖， 供 暖面积达到 了 １ ５ ０ 万 。 汽轮机的回热系统 由三个低压加热器和三 台高压加热器组成 视 图的热 回收 系统 的工作 性能和业务单元 的可靠性直接决 定了经济的 运行 ， 这是必要 的， 以确保高压加 热器 的正常运行 。然而 ， 由于高压加 热器 的工作性质决定往往受到旁路切换 ． 进料泵和负载突变引起 的突 的重要条件 。水位过低或无水 位运行 ， 会对高压加热器 的经济安全运 然变化 ． 温度 和压力的影响 ． 对整个 机组运行 的经 济也产生了负面 的 行造成很大危害 当无水位运 行时． 蒸汽通过高压加热器 的汽侧 进入 影响 。因此 ， 除 了以确保高压加热器设计 。 制造和安装方面 的质量 。 而 疏 水管道 ． 从 而使部分高参数 的蒸 汽成了较低参数 的蒸汽 ， 降低 了回 且还通过采用适 当的检查和维护措施 ． 以确保其安全性和可靠性。 热 效果 ． 而蒸汽夹带水珠流经管束 尾部 ． 特别对疏水 冷段管束 冲蚀危 害甚大。另外 。 两相流体还会严重 冲刷疏水管道及其 附件 ， 并产生振 ２ 存在的 问题 动． 尤其对疏水管弯头及疏水调节 Ｉ 两 损害较大 。 因此 ， 应禁 止无水 位运 ２ ． １ 换热管泄漏问题 行。 对该高压加热器疏水系统进行改造 。 采用两组 自调节液位疏水器 ， 高压加热器常见的问题就是换热管泄漏 ． 在该厂 中这种 问题也是 采用 汽水混合调节 阀。 混合调节阀内芯采用不锈钢材料。 存在 的 其 中的 ３台高压加热器只有 １ ＃高压加热器在更换管束后。 控 ２ ） 对热 工系统 进行改造 。 热工 自动调节能满 足各 种运行工况 ， 保 制住 了泄露的现象 ． 而其中的 ２ ＃ 、 ３ ＃高压加热器 的漏管率始终在 ２ ０ ％ 证 了调节性能， 提高了 自动投入率。 运行人员应加强监视 ， 一旦疏水 自 以上 ． 且三者都有再启时漏管的问题 我们常见 的检修方法都是查漏 动调节装置不能 自 动维持水位时 ． 应手动调 后加堵 ． 但是这种方法存在弊端—— 未查 明是管子本身还是胀 口发生 节 维持 。 ‘ 泄漏时 ． 盲 目地加堵会造成原本该补焊 的管子被堵死 。 ３ ） 减缓对疏水管道弯头的冲蚀。 可将调节阀后的管道和全部疏水 ２ ． ２ 高压加热器 的自身设计 问题 管的弯头壁加厚 ． 用不锈钢弯头代替碳钢弯头 。 做到定期检 查 、 及时更 由于设 计时决定这 ３台高压加热器采用 自密封 的密封方式 ． 直接 换。 导致 了在 长时间的运行后 ． 在密 封间隙处发生 了泄漏 ， 经过仔细检查 ， ３ ． ３ 高压加热器 的启停 密封 已经损坏严重失去 了修复的意义。 高压 加热器启动时 。 应将负荷逐渐增 加 。 压力 、 流量及 加热器水温 ２ ＿ ３ 疏水 系统 的问题 是逐渐上升的 ． 金属 的温升 应控制在较小 范围内 ． 减少管 系与 管板的 由于该厂疏水系统发生问题不能 自动投用 ． 经 常出现无水位 或者 温差 ． 可避免管系胀 口松弛和管系膨胀不均而引起 的漏 泄。最重要的 低水 位运行 的情 况， 并且 由于剧烈 振动 ． 造成 疏水管 出现了严重 的冲 是温升 、 温降率 的热应力 。 根据经验， 通常以出口水温 的变化为判断依 刷情况 。 据。 厂家建议 温升不大 于 ３ ￣／ ｍ ｉ ｎ 一 ５ ｏ Ｃ／ ｍ ｉ ｎ ． 温降不大于 ２ ℃／ ｍ ｉ ｎ 。 在停 ２ ． ４ 水位计 的问题 用时 ， 总是先停 汽源 ， 而给水仍通过加热器 ， 此时管 壁温 度高于给水温 热电厂中水位计 的问题是普遍存 在的 ， 极容易造成停用 的现象 。 度， 较冷 的给水流经管子 。 使 管子首先冷却 收缩 ， 容易在管子 和管板的 该 厂的 ２ ＃ 、 ３ ＃高压加热器从投运以来一直可 以正常运行。 但是 电接点 结合面上造成破坏 。因此在运行 中不仅要重视温升 速度 ， 也要重视对 经 常发问题 ， 即使进行技术改造也没有取得理想 的效果 。 温降率的控制

在火电厂汽机热力系统中 ． 高压加热器是重要 的回热设备 ． 其作用 是利用汽轮机抽汽来加热锅炉给水 。 以提高机组的热效率。 五 阳热电厂 １ ＃ 、 ２ ＃ 汽 轮机是南 京汽轮机厂 生产 的 ｃ ２ ５ － ４ ． ９ ８ ／ ０ ． ９ ８ １（ ２ ＃机为 ： Ｃ ２ ５ — ４ ． ９ ８ ／ ０ ． ９ ８ １ —１ ） 型次高压 、 单缸、 冲动式汽轮机 ， 额定 功率 ２ ５ Ｍ Ｗ。 机组于 １ ９ ９ ９年投产 ． 回热系统装有两台 Ｊ 一 １ ４ Ｏ 一１ ． 一台Ｊ 一 １ ６ Ｏ 一１ 型高压 加热器 ． 加热蒸汽从汽机压力级后抽出 ， 疏水调节器采用的是老式浮球 式疏水 阀． 疏水系统在实际生产运行 中由于液位控制不准确 ， 造成机组 经济性低 ． 后部管线冲蚀严重 。 频 繁发生管路爆裂事故等问题 。
◇ 科技论坛◇
科技 一向导
２ ０ １ ３ 年２ １ 期

Ｄ Ｈ — Ｋ ８ 型汽液两相流自 调节装置在高加疏水系统中的应用
朱 江 （ 山西潞安矿业＜ 集团＞ 有 限责任公司五阳热电厂 山西
长治
０ ４ ６ ２ ０ ５ ）
【 摘 要】 疏 水调 节器是 高压加热 器的重要辅助设备 ， 五 阳热电厂 高压加热器疏水 系统改造过程 中， 通过疏水 系统故障分析 ， 对机 组高加疏 水调节 器、 疏 水管路进行合理改造 ， 从 而解 决了设备存在的 问题 ， 保 障了机组安全平稳运行 ， 提 高了机组经湃 】 ！ 生 。改造后 的 系统具有性 能优异 。 运行情 况平稳 ， 后期投入成本低等优势 ， 极 易推广。 【 关键词 】 汽轮机 ； 高加疏水 系统 ； 疏水调节器 ； 液位控制 ； 冲蚀
１ ． 高加疏水 系统现状分析 图 ２ 汽液两相流 自调节装置 系统图 五 阳热 电厂 高压 加热器采用 传统的浮球式 疏水 阀．其 结构 由浮 ２ ． ２后部管线水力优化措施 子、 浮子滑 阀及它们 之间的连杆组成 。 当加热器 内的水位升高时 ， 浮子 在后部管线水力优化上我们采取 了两套措施 ： １ 。重新铺设后部管 随之升高 ． 经杠杆 、 连杆 和滑 阀杆 的传动使滑 阀上移 ， 开启疏 水 门排 出 线： 由流体力学“ 局部压力损失” 可知， 流体流经如阀 口、 弯管 、 通流截面 疏水 。当水位 降低时 ， 浮子也随着降低 ， 滑 阀重又下移关 闭疏水门 ， 疏 变化等部位时会不断 的打旋 ， 加速液体摩擦和质点碰撞 ， 使管道 损毁。 水不再继续流 出． 从而进行水位调节 。该型疏水调节器在运 行 中控制 因此 ， 在后部管线改造上可作如下考虑 ： 重新设计管线走 向． 并 尽量减 精度低 ． 可靠性差 ， 加上疏水 阀冲蚀严重 ， 水位难 以维持 。为了保障加 少弯头个数 ． 我们从高加疏水管至除氧器管线重新铺设过程 中尽量取 热器 出水温度及 防治满水事故 ． 高压加热器长期处于低水位 或零水位 直管道 。 减少冲蚀点 ， 简化了原疏水系统管线。２ ， 增大管线截面积 ： 根据 运行 的状 态 ． 由此引发 了一系列 问题 ： （ １ ） 上级抽汽 向下级窜汽 ， 排 挤 流体力学连续性方程 ： Ｖ Ｉ ＊ Ａ １ ＝ Ｖ ２ ＊ Ａ ２ ＝ Ｑ （ Ｖ是流体流速 ． Ａ为流体截面 下级抽汽 ， 造 成高能级抽 汽浪费 ； （ ２ ） 加 热器的热传 导率降低 ， 导致 加 积 ， Ｑ为流量 ） ， 可以看 出， 流体流速与流经 的截面积成反 比 关系 ， 增加截 热器出 口水温降低 ； （ ３ ） 加热器无水位运行故障率高 ， 设备停运 次数 增 面积可以减小流速 。 从而减小流体对管线的冲蚀 。因此 ． 在后部管线优 加． 投入率低 ． 机组热效率受影响。 化方案中 ， 我们将疏水器出 Ｉ ： １ 管路 由 １ Ｏ ８ 管道变径到 １ ３ ３ 管道 ， 以 此外无水位运行造成大量蒸汽窜人疏水管道。 后部管线振动、 冲蚀严 增加管道截面积 。 从而减少流体冲蚀 ， 延长管线使用期限。 重． 疏水管线发生爆裂现象时有发生 ， 威胁着人身安全和生产运行安全。 ２ ． ３ 提高疏水 管路机 械强度 ２ ． 针对 系统缺 陷的改造措施 为 了防止管 道发生振动及提 高管道耐 冲蚀 、 耐腐蚀性 能 。 我们对 ２ ． １疏水 调节器改造 管路支 吊架及 管材材 质进行 了改进 ： １ ． 管路施 工中全部采用抗振支 吊 并相应增加支 吊架个数 ， 减小 间隔距离 ， 确保支撑力度 ： ２ ． 对高加 疏水调节器在高加疏水系统中发挥着重要 的作用 。 其用于调节加 架 ， 弯头材质进行升级 ， 根据高加 疏水 管线必 须耐冲刷 、 腐 热器的合适水位 ．保 障设备 的安全稳 定运行 。 五阳热电厂高加疏水 疏水后 部管路 、 调 节器水 位控制能力差 ． 使 高加 长期处 于低水 位或无水位运行状态 ． 蚀的特 点 ． 改造过程 中我们将疏 水系统弯头管道全部采用 １ Ｃ ｒ ｌ ８ Ｎ ｉ ９ Ｔ ｉ 汽窜现象造成设备经 济性差 ： 大量 汽水混合物 进入疏水管道 ， 后部管 材质（ 铬是使不锈钢获得 耐蚀性 的基本元 素 ． 当钢 中含铬量达到 １ ２ ％ 铬 与腐蚀介质 中的氧作用 ， 在钢表面形成一层很 薄的氧化膜 ， 线 冲蚀 和振动严 重 ， 爆 管现象 时有发 生， 检修工作量 大 ； 设备故障切换 左右时 。 耐 冲蚀性能大大提高 ） 。 又造成较 多的热力 损失 。因此我们计划对疏水调节 器换型 ， 解决水位 可阻止钢 的基体受损 ， 控制不准 的情况 。经过反 复论证 比较 ， 最终决定采用 西安大恒工业 自 ３ ． 疏水系统改造后 运行效果 动控 制有 限公司研制 的 Ｄ Ｈ — Ｋ ８ 型汽液两相流 自调节装置． 解决疏水 通过高加疏水系统改造各项措施的实施 。 撑 １ 、 舵机３ 台高压加热器 水位 调节 故障 、 系统泄漏 问题 。该 型设 备具有性 能优异 。 改造 成本低 运行 隋况 良 好。 新加装 的汽液两相流疏水控制器 自调节范围大． 水位波 廉． 后期投入成本低等优势 。 动小 ． 在机组负荷 ０ ％－ ４ ０ ％ 工况范围内都能实现高加水位准确控制 ． 从 Ｄ Ｈ — Ｋ ８ 型汽液两 相流 自调节装 置（ 如图 １ ： 汽 液两相流 自调节装 而解决了原系统低水位运行带来 的一 系列问题 ：其无信号调整和机械 置结构 图） 主要 由疏水进 出口管路 、 液位信号管路 、 以及一 条经过水力 连接执行机构的特点 ．避免了由于信号失灵或机械部分卡涩引起的故 设计 的渐缩渐扩形 阀芯构成 ．该装置在工作时疏水 由人 口进 入阀腔 ． 障， 减少 了劳动强度 ， 提高了高加投入率 ； 而且新系统在运行检修工作 电气设备 ， 运行维护和检修工作量大幅度下降 ， 同时 相变管（ 信号管） 根据 液位高低 采集汽相 、 液相信号直接进入 阀腔 ， 与疏 中无需配备热工 、 水混合后流经特定设计的喉部 ． 当液位下降时 ， 汽相信号增加 ， 减 少喉 自动调节 、 无人职守 、 可靠性高的特点也提高了设备运行管理水平。 部有效通流面积 ， 使疏水流量降低 ， 达到有效阻碍疏水的 目的。 液位上 ４ ． 项 目巩 固措施 升时 ， 控制过程刚好相反 ， 循环往复 ， 即可实现 自动调节液位 。该 型设 五阳热电厂 ＃ １ 、 ＃ ２ 机组高加疏水 系统 的改造是成功的 ． 有效解决 备优势突出 ， 系统简单 ， 且体积小 ， 重量轻 ， 符合 现场改造施工条件 ， 是 了设备在生产运行中出现的突出矛盾 ． 在 以后的工作中还应加强设备 疏水调节器改型的理想选择。（ 如图 ２ ： 汽液两相流 自 调节装置系统图） 运行管理水平 ． 高 加投运解列应 严格控制温 升速率 ． 运行 中还应控制 给水温度 ： 注意高加 水位控制情 况 ． 如水位发生 较大变化应及 时利用

火电厂汽轮机辅机检修问题与处理内蒙古呼和浩特 010206摘要：汽轮机是火电厂的重要组成部分，在人们生活工作中起着重要作用。

在火电厂的日常维护中，汽轮机辅机也是日常维护的一个重要环节，直接关系到汽轮发电机组的稳定运行和电量输送，因而在检修时必须重视这一问题。

关键词：火电厂；汽轮辅机；故障；检修火电厂汽轮机辅机运行中不可避免地会出现一些故障，所以要加强对故障原因的分析，并根据故障现场实际情况提出有效解决方案措施，并且要总结以往的故障，制定防治方案，以有效、及时地排除故障，确保火电厂汽轮机组的稳定、安全运行。

一、火电厂汽轮机辅机检修的重要性随着经济的发展和工业生产方式的变革，社会的用电需求量不断提升，同时，我国电力系统也日渐完善。

对火电厂来说，汽轮机的运行状态直接影响到发电系统工作稳定性和效率。

为确保发电连续性，要确保发电机组的正常运行，因而火电厂需对汽轮机辅机进行定期检修，确保火电厂经济效益，为社会生产和人们的生活提供更多便利，促进我国经济的健康可持续发展。

发电厂维护工作中，保障汽轮机运行安全可靠性是其重要的工作内容，很多火电厂已设置了专门的人员负责汽轮机的日常保养和故障检修处理。

检修相关技术人员要提高对汽轮机组维护的重视度，火电厂要加强检修人员的上岗培训和在职培训，不断提高检修人员的专业水平。

检修人员要在日常工作中积累设备养护经验，提高自身实际问题的解决能力。

定期保养维护能减少汽轮机辅机故障的出现，汽轮机组能在一个相对稳定的状态下运行。

对故障发生率进行有效控制，能降低汽轮机的维修成本，保障火电厂的经济效益，同时安全事故能得到有效控制，保障火电厂工作人员的生命安全。

二、火电厂汽轮机辅机故障1、凝汽器真空不够。

凝汽器是汽轮机辅机的重要部分，其在汽轮机组中的主要功能是确保设备内部排汽口能处于真空状态中，促使进入设备内部的蒸汽能降低排出蒸汽，形成凝结水，满足锅炉循环运转需求。

但在运转过程中，若凝汽器真空度下降，会造成排汽温度上升，最后造成振动过大而引发辅机故障。

1、对疏水温度的片面理解许多蒸汽用户被错误的理念所误导，以为疏水设备的温度越低越好，甚至追求疏水阀后排出的温度低于80度，以为这样能降低能源的消耗。

实际上，设备产生的高温饱和冷凝水，如果没有及时排放，疏水设备温度过低，会导致设备内积水，降低了加热的效率。

为满足工艺要求，势必需要加大供汽阀门开度，增加蒸汽压力，甚至需要借助疏水阀旁通排水，最终导致蒸汽耗量的增加。

另外，积水会引起换热设备上下存在温差，影响产品质量稳定和设备寿命，也容易引发水锤。

所以，正确的做法应该是，及时排出设备产生的高温饱和冷凝水，保证设备升温效率。

2、对闪蒸汽的曲解许多用户不知道闪蒸汽的概念，误把闪蒸蒸汽当作漏汽，所以当看到疏水阀出口冒“白汽”时，就误以为是漏汽。

其实，那些“白汽”是完全正常的闪蒸汽现象。

当高温高压的冷凝水排放到低压区时，总热焰保持不变而显热降低，显热降低时释放的热量，将部分水汽化而产生蒸汽，这就是闪蒸蒸汽。

闪蒸汽流速较低，呈“白色”，在管道出口就可以看到，闪蒸汽会随着压差和冷凝水量的多少发生变化。

而生蒸汽是无色的，当疏水设备泄漏时，这些无色的气体，会在离出口管道一段距离后才变得可见，而且外冒的速度较高，呈直线喷射。

因此，我们需要正确区分闪蒸汽与泄漏蒸汽。

3、对串联疏水问题的无意识许多客户为了防止疏水阀失效泄漏蒸汽，在设备出口串联了两台疏水阀。

但这样会造成另外的问题，例如：A、冷凝水在第一个疏水阀出口因压力下降而闪蒸，引起后端疏水阀，因为蒸汽绑锁闭，而导致设备积水；B、两台疏水阀串联时，落在每台疏水阀前后的压差降低，原本单台小口径的疏水阀即可满足排量要求，串联时却需要两台大口径的，造成更大浪费。

所以，正确的做法是根据设备的工艺参数，选用一个高品质合适的疏水阀，这样可以大大减少蒸汽的浪费。

4、对群组疏水问题的不理解许多设备或一台设备的不同加热段，共用一个疏水阀称作群组疏水。

在烘干机的空气加热器设备，这种现象非常普遍。

高压加热器系统技术资料1.加热器停运对机组安全、经济性有什么影响？加热器的停运，会使给水温度降低，造成高压直流锅炉水冷壁超温，汽包炉过热，汽温升高，抽汽压力最低的那级低压加热器停运，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。

加热器的停运，还会影响机组的出力，若要维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片、隔板的轴向推力增加，为了机组的安全，就必须降低或限制汽轮机功率。

2.高压加热器为什么要装注水门？(1)便于检查水侧是否泄漏；(2)便于打开进水联成阀；(3)为了预热钢管减少热冲击。

3.分析高加解列对过热汽温的影响？对单元机组来讲，若高压加热器不能投用，过热汽温会发生较大幅度的上升。

这是因为，当给水温度降低时，从给水变为饱和蒸汽所需热量增多，如果保持燃料量不变，蒸发量将要下降，而烟气传给过热蒸汽热量基本不变，所以在过热器中每千克蒸汽的吸热量必然增加，从而汽温升高。

为了维持蒸发量不变，必须增加燃料量，这将使过热器烟气侧的传热量增加，结果汽温进一步升高。

4.表面式加热器的疏水方式有哪几种？发电厂中通常是如何选择的？原则上有疏水逐级自流和疏水泵两种方式。

实际上采用的往往是两种方式的综合应用。

即高压加热器的疏水采用逐级自流方式，最后流入除氧器，低压加热器的疏水，一般也是逐级自流，但有时也将一号或二号低压加热器的疏水用疏水泵打入该级加热器出口的主凝结水管中，避免了疏水流入凝汽器中热损失。

5.高压加热器自动旁路保护装置的作用是什么？对保护有何要求？当高压加热器钢管破裂，高压加热器疏水水位升高到规定值时，保护装置及时切断进入高压加热器的给水，同时打开旁路，使给水通过旁路送往锅炉，防止汽轮机发生水冲击事故。

对保护有三点要求：(1)要求保护动作准确可靠（应定期对其试验）；(2)保护必须随同高压加热器一同投入运行；(3)保护故障禁止启动高压加热器。

6.试述高压加热器汽侧安全门的作用？高压加热器汽侧安全门是为了防止高压加热器壳体超压爆破而设置的。

300MW机组低加疏水不畅的原因分析及处理马岩昕（黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司，黑龙江齐齐哈尔161000）摘要：某公司自#1机组投产以来，就一直存在着低加疏水管疏水不畅的现象，针对#1机组低加疏水管疏水不畅的现象，进行了深入分析并就如何改造和改造实施后的效果进行了详细的介绍，并通过改造，使#1机组的回热经济指标显著提高。

关键词：300MW供热机组；回热系统改造；优化措施某电厂#1汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的300MW亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热汽轮机组。

机组型号为C250/N300-16.7/537/537。

高、中压缸采用合缸结构。

机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。

低压加热器凝结水采用串联方式，凝结水依次通过#8、7、6、5低压加热器。

疏水采用逐级自流方式：#5低加疏水流至#6低加，然后进入#7低加，再进入#8低加，最后由#8低加疏水至凝汽器。

［1］1 问题的提出某电厂#1机组的#5、6、7、8低压加热器疏水系统，自#1机组投运以来一直运行不正常，主要表现在：#5、6低压加热器疏水正常疏不出去，运行中的#5、6低压加热器疏水调节，要全开疏水旁路门才能维持正常水位。

#7、8低压加热器疏水正常疏不出去，运行中的#7、8低压加热器水位全靠危急疏水进行调整，将#7低压加热器的疏水直接排入凝汽器，#7低压加热器汇集了#5、6、7三台低压加热器的疏水共83t/h，如此大量的高品质疏水不进入#8低压加热器加热凝结水而直接排入凝汽器，这不仅增加了机组的冷源损失，降低了回热系统的循环效率，而且增加了凝汽器的热负荷，降低了凝汽器的真空，同时延长了夏季循环水泵双泵运行时间，增大了厂用电量。

2 低压加热器疏水不畅的现象2.1当负荷270MW时，#7、8低加凝结水进水温度为33度、出口凝结水温度为75度，#6低加入口凝结水温度为75度，出口凝结水温度为107度。

摘要高压加热器是给水回热系统的重要设备，其性能和运行的可靠性直接影响机组的经济性和安全性。

本文首先阐述了给水高压加热器在火电厂中的重要作用，简单介绍了高压加热器的结构和工作原理，对高压加热器在运行中暴露的问题进行的深入分析，结合高压加热器的结构和系统的布置介绍了高加本体、附件及系统的常见故障，并介绍了高加设备及系统故障诊断方法和具体措施。

指出了高加泄漏及疏水管振动对机组经济性安全性的影响，详细介绍了高加泄漏和疏水管振动的原因、危害、及处理措施。

分析了高加运行中存在的问题对给水温度的影响，阐述了高加运行对温度变化控制及疏水水位控制的重要性。

本文最后从高加启停方式、高加自动保护、高加疏水系统改造、高加运行中的监视和运行方式的改变及高加的维护检修五个方面提出了高加优化运行的措施。

关键词：高压加热器；故障诊断；优化运行2.1.3疏水器故障引起加热器出水温度降低疏水器故障分两种情况:其一是疏水器排不出水，使加热器水位升高或满水，汽水热交换面积减少，出水温度降低。

出现这种情况时必须立即开启疏水器旁门，停用疏水器，必要时手动开启危急疏水门。

停用后的疏水器应及时检修。

另一种情况是加热器运行中疏水器处常开启状态，起不到疏水作用，这时除加热器出水温度降低外，较明显的特征是水位计无水位运行。

2.1.4抽汽量减少和进口水温降低引起高加出水温度降低加热器抽汽量减少主要是机组负荷减少，单向门卡涩和抽汽进口汽阀卡涩，开度不足，使高加加热量减少而引起出水温度降低。

此外，加热器空气管路的孔眼过大，引起排汽携带部分抽汽进入低一级加热器中，给水吸收的热量减少，此种情况可以比较两级加热器出水温度变化值进行诊断。

高加进口水温较低引起出口水温降低的原因主要是低一级加热器管束破裂，旁路门关闭不严，疏水器的故障和加热器停用等，处理方法同前。

2.2 高加疏水管振动的原因分析及处理2.2.1 高加疏水管振动的原因分析1. 高加疏水系统设计安装不良高加疏水系统的运行工况比较复杂，对疏水系统的设计安装质量要求十分严格，稍有不慎就会引起疏水管振动，如马鞍山电厂2台125机组投产时高加疏水管时就发生强烈振动，其主要原因是悬吊架布置不合理，管路系统刚度不够，在高加启停交变膨胀收缩的影响，从而造成管路系统振动，后经增加悬吊架，加固加强管路支架，使高加疏水管振动显著下降。

高压加热器运行中存在的问题及对策【摘要】在运行当中,高压加热器的泄漏的原因是多方面的,主要原因是由于高加换热管口及换热管道被冲刷及磨损所致,高加是否投入运行对机组负荷和经济性的影响很大。

本文分析了高压加热器运行中存在的问题及对策。

【关键词】高压加热器;泄漏;投入率;对策汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。

回热加热系统的运行可靠性和运行性能的高低, 直接影响整套机组的运行经济性, 加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。

随着火力发电厂机组向大容量、高参数发展, 高压加热器承受的给水压力和温度相应提高; 运行中机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变都会给高压加热器的稳定运行带来影响。

为此,除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外,还要在运行维护等方面采取必要的措施,才能确保高加的长期安全运行。

高加水位高信号报警,泄漏检测仪亦报警,另外还有高加端差增大,远远高于正常值。

由于高加泄漏,水侧大量漏入汽侧,通过疏水逐级自流入除氧气,为使汽包水位正常,则给水泵转速增加,给水流量增大。

高加泄漏后,由于传热恶化,则造成给水温度降低。

高压加热器泄漏后对机组的影响：高压加热器是利用机组中间级后的抽汽,通过加热器传热管束,使给水与抽汽进行热交换,从而加热给水,提高给水温度,是火力发电厂提高经济性的重要手段。

由于300MW机组高加水侧压力(20MPa)远远高于汽侧压力(4MPa),当传热管束即U型管发生泄漏时,水侧高压给水进入汽侧,造成高加水位升高,传热恶化,具体对机组的影响如下:高加泄漏后,会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而泄漏管束增多,泄漏更加严重,必须紧急解列高加进行处理,这样堵焊的管子就更少一些。

高加泄漏后,由于300MW机组高加水侧压力20MPa,远远高于汽侧压力4MPa,这样,当高加水位急剧升高,而水位保护未动作时,水位将淹没抽汽进口管道,蒸汽带水将返回到蒸汽管道,甚至进入中压缸,造成汽轮机水冲击事故。

超临界600MW机组低压加热器疏水系统改造摘要：某厂#5机超临界600MW机组#6、#7、#8低压加热器存在疏水不畅的问题。

分析了600MW超临界机组低压加热器正常疏水系统疏水不畅的原因。

提出改进措施及建议，并在实际运行中取得了很好的效果。

关键词：超临界600MW机组；低压加热器；疏水系统；改造引言某厂#5机组的汽轮机发电组由上海汽轮机厂生产。

共有八级抽汽，一级、二级、三级抽汽分别供#1、#2、#3高压加热器。

四级抽汽供除氧器及小机用气。

五级六级七级八级抽汽供#5#6#7#8低压加热器，其中#7、#8低加为合体低压加热器，装在同一壳体内共用1个水室，焊接在凝汽器喉部。

1.低加疏水系统存在的问题分析#5机组自投产以来，高负荷时，#6、#7、#8低加正常疏水不畅。

#6机组负荷500MW以上，#6、#7、#8低加正常疏水调节阀均已全开，仍无法维持水位，危急疏水调节阀开启40%的开度才能维持住水位，造成很大的浪费。

满负荷时#6#7#8低加危急疏水调节阀开度较小些也有20%的开度。

由于危急疏水直接将疏水排至凝汽器，一方面增加凝汽器热负荷，影响机组真空，另一方面，上级疏水的热量不能够被下一充分利用，增加了下一级低加的抽气量，造成机组整体经济性降低。

2.低加疏水系统管道现场布置情况分析对600MW机组的调查发现，位于凝汽器喉部的#6、#7、#8加正常疏水不畅在已投运和近期投产的机组中待有一定的普遍性。

通过我厂#6机组现场对低加疏水系统管路走向检查及查阅资料室资料，发现#6、#7、#8低加正常疏水管路太长，阀门、三通、弯头管道直径太小、调门节流严重，且调门选型偏小。

这些因素累加使#6低加正常疏水系统阻力太大，因高负荷时疏水量远大于低负荷，导致高负荷#6、#7、#8低加正常疏水不畅。

现场检查#6低加正常疏水主路为φ219，支路为直径159经调门变径为DN100接入低压加热器。

且阀门弯头处有6处三通连接，三通阻力要大于弯头阻力。

产能经济火力发电厂连排疏水综合治理赵 军 王书亮 华电淄博热电有限公司摘要：本文通过对笔者所在单位的锅炉连排扩容器疏水系统综合治理分析，阐述了针对该厂锅炉连排疏水所做的一系列运行调整及技术改造，不仅有效解决了锅炉连排量大、连排扩容器无法维持水位等问题，还对连排扩容器产生的疏水进行了综合利用，真正实现了锅 连排“零排放”。

关键词：连排；改造；节能；降耗；利用率中图分类号：TM621.1 文献识别码：A 文章编号：1001-828X(2015)019-000351-01笔者所在单位两台额定蒸发量为1100t/h的自然循环汽包炉，其连排扩容器自投产以来一直存在连排量偏大、扩容器无水等问题，亟待解决。

一、改造目的、现状及原因分析目前火力发电机组外排的疏水主要是指锅炉连排疏水、定排疏水、蒸汽吹灰疏水等。

其中因为锅炉连排长期开启外排量最为可观。

而排污不足的话，直接影响炉水和蒸汽的品质，严重时会出现汽水共沸、热力设备结垢、锅炉爆管的严重事故，影响电厂运行的安全可靠性。

１．联排扩容器的作用及工作原理(1)连排扩容器的作用。

汽包连排疏水进入连排扩容器扩容，部分疏水闪蒸变成蒸汽，并实现汽、水分离。

分离出来的蒸汽因含盐等指标合格可回收到热力系统中；未蒸发的部分含盐量较大送入定排扩容器。

(2)连排扩容器的工作原理。

连排扩容器就是利用闪蒸蒸发的原理来获得二次蒸汽的，汽包连续排污水从管道突然被输入体积比管道大若干倍的扩容器后，压力降低，体积增大，从而发生闪蒸，蒸发出蒸汽。

同时，连续排污膨胀器依靠离子分离，重力分离和分子摩擦力分离来将汽、水分开，从而获得低含盐量的二次蒸汽，排污水从切向管进入膨胀器，使流体旋转，产生的蒸汽沿扩容器上升，经过一段空间后再通过百叶窗汽水分离装置最后分离，从而完成汽与水的整个分离过程。

２．现状介绍(1)#5、6机组投运初期炉水品质较差，根据化学监督要求连排进汽调门长期开度达40%左右，甚至部分时间段要求将连排进汽调门全开，炉水品质差导致连续排污量偏大。