下载文档原格式
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。
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10℃，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50℃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。
提高高加换热效率提升给水温度摘要：火电厂高压加热器是将汽轮机抽汽的热量传递给通过其中的给水，极大提升电厂热效率，节约燃料的设备，高压加热器是汽轮机最重要的辅助设备之一。
高加的换热效率高低直接决定着整个机组的热经济性，所以提升高加换热效率极为重要，机组抽汽量、管束结垢泄漏堵管、高加水位、保温、材质选取等因素与高加换热效率息息相关。
定量研究分析这些因素对换热效率的影响，提升电厂高加换热效率，从而提升给水温度。
关键词：高压加热器换热效率电厂一、高加设备结构特性和运行概况当前电站运行有两台机组，一个为100MW凝气式汽轮机，一个为30MW抽背式汽轮机。
每台汽轮机配备有2台高加，其形式皆为立式U型管管板式高压加热器，目前4台高加皆为投运状态，为锅炉供水，以满足前方生产所需高、中、低压厂用汽的需求。
高加型号为JG-610，各参数如下：表1 高压加热器基本参数项目#2高加#1高加设计管程压力(MPa)18.518.5设计壳程压力(MPa)2.63 1.2设计壳程温338256度(℃)225189设计管程温度(℃)加热面积(m2)600600高加日常给水温度一直维持在220℃左右，没能达到设计的要求值。
给水温度和机组设计性能状况负荷抽汽参数有关，但高加性能参数对给水温度的影响最大[1]。
特别是日常运行中的抽汽量、节流、结垢、泄漏、堵管、水位、保温、材质等因素，经过长时间参数对比监测，发现对给水温度的提升至关重要。
二、提出高加换热效率的影响因素结合高加运行状态，围绕提高高加换热效率，提升给水温度为中心，以长期记录的高加运行参数为指导，将日常高加操作调整等情况考虑在内，依据高加运行的参数与规律，提出了高加换热的影响因素如下：表2高加换热效率影响因素及归类根据汇总归类后的影响因素，分别对各影响要素进行讨论，分析机组高加不同负荷、不同运行方式、不同布置下的换热效率的影响因素，通过分析得出影响高加换热效率提升给水温度的几点建议如表2。
高压加热器出口给水温度低原因分析及处理刘亮亮【摘要】针对某电厂1号机组1号、2号高压加热器出口给水温度低的问题,通过检查分析,确定原因是高压加热器水室隔板处有螺栓、螺帽脱落,大部分隔板的密封垫缺失,从而造成高压加热器水室短路,出口给水温度降低.在取消高压加热器隔板垫片、更换螺栓后,出口给水温度升高6.38℃,从而使机组发电煤耗约降低0.72g/kWh,节能效果明显.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2018(036)003【总页数】3页(P50-52)【关键词】高压加热器;给水温度;端差;隔板【作者】刘亮亮【作者单位】神华神东热电有限责任公司,陕西神木 719300【正文语种】中文【中图分类】TK264.91 设备概况某电厂1号汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的CZK150/145-13.2/0.294/535/535型超高压、一次中间再热、单轴、冲动式、双缸双排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。
抽汽级数为6级，配2台立式U形管式高压加热器，其中1号高压加热器没有疏水冷却段，2号高压加热器设有疏水冷却段。
2 存在的问题2014年初，在纯凝工况下，负荷低于70 MW时，1号机组给水温度与热力计算值吻合；但在机组负荷大于112 MW时给水温度达不到设计值。
2017年4月机组大修前，纯凝工况下，机组负荷113 MW时，给水温度219.99℃，低于热力设计值4.79℃；对高压加热器端差进行计算，发现端差异常，如表1所示。
表1 负荷113 MW时高压加热器端差及温升与设计值的比较℃参数上端差下端差温升1号高压加热器实际值7.68 26.71 21.55设计值0.70 20.20 21.10偏差6.98 6.51 0.45 2号高压加热器实际值15.93 6.68 41.39设计值4.40 8.00 51.10偏差11.53-1.32-9.71由表1可以看出，在纯凝工况下，机组负荷113 MW时，1号、2号高压加热器的上端差均大于设计值；1号高压加热器下端差及温升大于设计值；2号高压加热器的下端差低于设计值，温升低于设计值9.71℃。
目前机组运行状况分析xxx近一个月来，机组的运行状况不是很好，很有必要对机组整个运行情况进行评估，并相应进行调整。
下面是本人经过一个星期调研的结果。
一、在新形势下，要有信心做好本职工作。
我司的机组小，经济效益与大机组相比，有较大的差距。
但是我们要有信心，有韧劲，就能把工作做好。
二、从外观看，对机组的总体印象不佳。
现场“跑、冒、漏、滴”现象突出，例如：后汽封、零米地面地沟冒汽大；疏水泵、凝结水泵冒水；现场卫生还不能令人满意等等。
三、机组汽水损失率15％(扣除供热蒸汽的质量后)远远大于正常水平。
正常情况下电厂汽水的内部损失包括，设备及管道不严密处的泄漏和一些必要的不可避免的工质损失，如锅炉的排污、除氧器的排汽、汽水取样、锅炉的蒸汽吹灰、水煤浆的雾化蒸汽、供热等。
因此电厂实际内部损失的大小，反映热力设备和管道的制造、安装质量，以及电厂设计和管理方面技术水平的高低。
我国《电力工业技术管理法规》对内部损失（燃煤机组）的数量，作了如下规定：1、锅炉连续排污量D bl的限制：为保证蒸汽品质，汽包锅炉应进行连续排污，其正常排污率根据计算得到：但不得小于锅炉最大连续蒸发量的0.3％；但从经济性出发，根据《火电厂设计规程》规定，锅炉正常排污率又不宜超过正常蒸发量D b的2％（以化学除盐水为补充水的供热电厂）。
2、除锅炉连续排污外，正常工况时内部汽水损失D l根据《火电厂设计规程》规定限制为：100~200MW以下机组D l≤3.0％正常蒸发量D b 当然，对于燃水煤浆机组，需要一定数量的蒸汽雾化水煤浆，上述标准应有一定比例的提高。
按照我厂雾化蒸汽设计数值为7t/h,对于锅炉蒸发量180t/h来说，内部损失百分比在上述基础上再提高3.89％，也就是内部汽水损失D l≤6.89％正常蒸发量D b。
实际运行中，炉水的排污没有表计计量，运行人员只能瞎子摸象，凭感觉调节排污门的开度，对汽水损失的增加有一定的影响，建议适当时候增加流量表监控炉水的排污量，以符合有关规定。
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理摘要：针对贵州XXX电厂高加出口给水温度发生偏低问题，从制造、安装、运行调整、检修等方面分析了偏低原因。
在排除了因运行方式、高加堵管造成出口温度偏低的因素后，现场通过改进检修工艺，确定给水温度偏低主要是由高加内部短路造成的。
制定解决方案措施并实施后，提高了给水温度。
关键词：电厂；高加；出口给水温度偏低；分析处理1 概述XXX电厂4台300MW机组，总装机容量1200MW。
1、2号汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
3、4号汽轮机是上海汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
1号机组2003年4月投产，2号机组2003年9月投产，3号机组2004年4月投产，4号机组2004年9月投产。
表2 2011年一厂高加投入率统计（%）2 高加出口给水温度低原因分析由于给水温度的高低对煤耗影响较大，直接影响到汽轮发电机组的经济性，所以部门领导十分重视，多次组织专业人员对高加运行方式、高加疏放水系统、给水旁路及抽汽管路系统、高加三通阀和高加内部进行了检查，分析其对给水温度的影响。
2.1运行方式调整效果分析“给水温度偏低原因分析”，并配合运行对高加水位进行反复试验与调整，将1、2、3号高压加热器的下端差调整在最佳端差，之后又将影响给水温度的原因进行逐一排除，最终排除了高加运行方式的影响。
2.2 抽汽阀门开度、疏放水系统阀门检查分析高加组投运时要求抽汽电动门及逆止门全开，如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等导致阀门未全开，蒸汽节流会造成蒸汽做功能力降低，影响给水温度。
现场对抽汽逆止门及电动门开度进行测量核对，排除了抽汽阀门开度的影响。
对高加疏放水系统阀门、安全门严密性进行逐一检查，及时消除了阀门内漏缺陷，保证安全门的可靠性，从而排除了抽汽阀门开度不足、疏放水系统阀门及安全门内漏的影响。
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。
1.42.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气控逆止门组成的汽侧自动保护装臵。
高加组投运时要求抽汽电动门和气控逆止门应全开。
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。
2.2.汽侧安全门可靠性高压加热器汽侧设臵有汽侧安全门，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，导致部份蒸汽泄漏排大气，不但损失热量而且浪费高品质的工质。
2.3汽侧空气门高加长期长期运行，内部将产生空气或者不凝结气体，影响加热器的换热效果。
下面是收集我厂汽轮机与同类型机组参数进行的比较：摘要：我厂4台汽轮机均为哈尔滨汽轮机厂生产的N-300-16.7/537/537汽轮机，在2002年起进入贵州电力市场，目前已建成投产的机组有8台，其中黔西中水发电有限公司1、2、3、4号机，纳雍1、2号机，鸭溪3、4号机。
针对我厂高加出口给水温度偏低的现象，对纳雍1号机，鸭溪3号机相关参数收集，与同类型机组进行比较，找出给水温度偏低的原因。
二、机组投运初期高加给水温度分析：我厂1号机组于2005年9月23日投产，4号机组于2006年12度最高为272℃，尤其是4号机刚投运12天，也只能达到272℃。
可以排除高加汽侧换热面脏污造成给水温度偏低。
根据哈汽N300-16.7/537/537型汽轮机热力特性73B.000.1(J)-10说明书，在THA工况下：1号高加汽侧压力5.715MPa，出口给水温度274.1℃；2号高加汽侧压力3.525MPa，出口给水温度243.0℃；3号高加汽侧压力1.591MPa，出口给水温度201.1℃；除氧器进汽压力0.802MPa，出口水温170.5℃；给水泵出口给水温度173.8℃。
热蒸汽冷却段，所以1号高加出口给水温度应高于对应抽汽压力下的饱和温度：1号机1号高加在 5.76MPa抽汽压力下对应的给水温度为272.88+1.7=274.58℃，实际给水温度低2.58℃。
2、3号高加出口给水温度达设计值。
2号机1号高加在 5.62MPa抽汽压力下对应的给水温度为271.32+1.7=274.02℃，实际给水温度低2.23℃。
2、3号高加出口给水温度达设计值。
3号机1号高加在 5.56MPa抽汽压力下对应的给水温度为270.5+1.7=272.2℃，实际给水温度低0.7℃。
2、3号高加出口给水温度达设计值。
4号机1号高加 5.54MPa抽汽压力下对应的给水温度为270.3+1.7=272.0℃，给水温度基本达设计值。
2、3号高加出口给水温度达设计值。
结论：针对1-3号机组1加出口给水温度偏低，结合相关兄弟单位经验，初期分析为高加水侧隔板人孔门泄漏，造成给水温度偏低。
在几年的检修中基本上确认高加水侧隔板人孔门泄漏，均进行了处理。
近期各台机组高加给水温度分析：抽汽压力下的饱和温度，但高加的过热度没有利用，使高加给水温度仍偏低 1.7℃。
4号机组在抽汽压力为 5.41MPa时给水温度只有268.7℃，说明1号高加水侧隔板有内漏，造成给水温度偏低。
结论：目前1、2、3、4号1高加抽汽过热度未利用，使给水温度偏低1.7℃；4号机组1号高加、2号机组2号高加水侧隔板有内漏，造成给水温度偏低。
与同类型机组抽汽压力及给水温度的比较。
1、与鸭溪电厂纳雍电厂1号机在300MW负荷时，1加出口给水温度为272℃，比我厂给水温度高近2℃。
实际上在抽汽压力为5.78MPa时对应的饱和温度为273.1℃，加上过热度1.7℃，则要求纳雍电厂1号机给水温度为274.8℃。
我厂高加给水温度在300MW时给水温度虽为270℃，但抽汽压力比纳雍电厂低0.1-0.2MPa，实际上我厂给水温度在同负荷下优于纳雍电厂。
经了解:鸭溪电厂1\2\3号高加为东方锅炉(集团)有限公司产品，各台高加的换热面积分别是：1100m2、1200 m2、950 m2。
黔西电厂与纳雍电厂1\2\3号高加为上海电力修造厂产品，各台高加的换热面积分别是：1025m2、1110 m2、885 m2。
在选型上鸭溪电厂的各台高加换热面积均比我厂多70-90 m2，可能是我厂及纳雍电厂1号高加抽汽过热度利用不好的主要原因。
三、给水温度低的危害：1、经济方面当给水温度降低后，为了保证机组负荷不变，使蒸发量增加。
为了维持蒸发量不变，必须增加锅炉燃料量，这样使得排烟温度升高，锅炉热效率降低。
2、安全方面 :给水温度降低后，锅炉燃料中的一部分热量要用来提高给水温度。
假如蒸发量维持不变，则燃料量必然增加，炉膛出口烟气温度和烟气流速都要提高，过热器的吸热量增加，蒸汽温度必然要升高。
给水温度降低后，假定燃料量不变，则由于燃料中的一部分热量用来提高给水温度，用于蒸发产生蒸汽的热量减少，而此时由于燃烧工况不变，炉膛出口的烟气温度和烟气速度不变，过热器的吸热量没有减少。
但由于蒸发量减少，蒸汽温度必然升高。
所以给水温度降低，蒸汽温度必然升高，容易造成锅炉管壁超温爆管。
3、给水温度每降低3℃，主蒸汽温度会上升1℃。
四、给水温度低的解决办法：1、加强运行维护-保证高加水位在正常水位运行（200mm），当水位偏离给定值较多是及时进行调整，如果因高加疏水调节阀调节失灵造成及时联系检修处理。
2、汽侧空气门-加热器长期运行，内部将产生空气或者不凝结气体，影响加热器的换热效果，因此要保证加热器至除氧器的空气门保持一定的开度，根据各加热器的端差，来调整高压加热器汽侧空气门的开度（3～5圈）3、高加事故放水门正常运行时保证高加事故放水关闭严密，防止因高加事故放水门不严密造成热量损失、工资流失，降低给水温度。
4、加强运行分析定期对抽汽压力、给水温度等参数进行抄录，发现问题时及时进行分析处理，判断高加抽汽系统运行是否正常，高加水侧隔板是否存在内漏，造成给水温度偏低，不严重时可待停机后处理，严重时采用停运高加的方式交检修处理。
5、提高检修工艺待停机时处理高加水侧隔板存在内漏、水侧人孔门漏、汽侧安全门内漏等缺陷的处理时，提高焊接能力，防止因检修工艺较差造成高加运行一段时间后，上述等缺陷又一次产生。
6、在C修级以上检修时，对高加换热面进行检查有无脏污现象及对高加水侧隔板、水侧人孔门检查，防止内漏造成给水温度偏低。
7、加强巡检加强对给水系统各放水门、疏水门的检查，存在内漏现象的及时联系检修处理，加强高加进口三通阀的检查，防止高加进口三通阀不严密造成给水部分走给水旁路，降低给水温度。
五、总结：通过与鸭溪电厂、纳雍电厂在300MW负荷时参数分析，我厂1-4号机经济高中压缸效率比鸭溪电厂、纳雍电厂同类型机组高。
尤其是高压缸的排汽压力、排汽温度比鸭溪电厂、纳雍电厂同类型机组低0.2MPa/16-20℃,高压缸效率基本高出4-5%左右。
低压缸排汽温度低近3度，真空度高出近1%。
通过分析，在300MW时，调节级压力相比偏低0.4-0.5MPa，蒸汽流量偏低近20吨。
所以我厂各段抽汽压力均比鸭溪电厂、纳雍电厂同类型机组低，相应的给水温度偏低一些。
针对上海电力设备修造厂高加换热面积偏小，1号高加给水温度均偏低1.7℃。
鉴于给水温度的降低对煤耗的影响要小于排烟温度升高、锅炉效率下降对煤耗的影响；对于我厂目前高加的运行工况，只要高加出口给水温度能达到抽汽压力对应下的饱和温度，高加运行是正常的。
目前、2号机2号高加、4号机1号高加水侧隔板或水侧人孔门有内漏现象，造成给水温度偏低或造成高压缸效率下降，降利用在机组C修级以上检修时进行处理。
