1、300MW 机组高压加热器端差增大的原因及采取措施马岩昕（黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司）摘要：针对 300MW 供热发电 机机组，高压加热器端差高的情况，详细分析了高压加热器端差升高的原因，并认真查找其存在的 问题， 进而制定了详细的改 进措施。改进措施实施后，高压加热器端差显著降低，机组的 热经济性显著提高。 该方法可 给同类型机组，高压加热器高问题提供参考。关键字：高压加热器；端差高；显著降低某电厂两台机组均为哈尔滨汽轮机厂生产的 C250N300-16.7/537/537-73D 型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、反 动、凝汽式汽轮机。八段抽汽分别供给三台高压加热
2、器、一台除氧器、四台低压加热器作加热汽源，回热抽汽与加热器组成回热加热系统，回热加热器对锅 炉给水进行逐级加热的过程，叫 热力循环 。给水回热加热的意义在于采用给水回热以后，一方面，回热使汽轮机进入凝汽器的排汽量减少了，汽 轮机冷源损失降低了；另一方面，加热提高了锅炉给水温度，使工 质在锅炉内的平均吸 热温度提高，使锅炉的传热温差降低，相应的减少了汽 轮机的热耗量，提高汽轮机循环的热效率。1 高压加热器的工作原理高压加热器的加热分三个过程：过热蒸汽冷却段：由于供给高加的蒸汽一般带有较高的过热度，热交换在过热蒸汽和给水之间进行时，给水就被加热到高于或等于蒸汽的 饱和温度，这样就改进了传热效果。过
3、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。凝结段：由过热蒸汽冷却段来的带一定过热度的饱和蒸汽在此段和给水间进行热交换，通常该段的换热面积最大。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
4、防止降低 传热效果。疏水冷却段：是将由凝结段来的蒸汽凝结水继续冷却放出热量来加热给水。而使凝结水的温度降至饱和温度以下，继续 提高机 组热效率，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。2 高压加热器的热经济性分析回热系统设置高压加热器是为了降低汽轮机的热耗和有利于锅炉的可靠运行。一旦高压加热器解列，将使汽轮机的热 耗增加，并影响 锅炉运行。根据高压加热器出力对机组热耗率影响的研究，高压加热器出口温度每降低 1，将使汽 轮机热 耗上升 2
5、kJ/（kWh）左右。此外，由于单列高压加热器布管数量较多，蒸汽在高 压加热器内的流型分布复 杂，易出 现较大的换热死区，从而影响传热效果。回热加热器是热力系统的重要设备之一， 对火电机组热经济 性的影响较大，特 别是当高压加热器停运时，对热经济 性的影响会更大。在汽 轮发电 机组实际运行中，高压回热加热器处于给水泵出口，承受的压力高，且在 较高的温度下工作，运行条件差， 发生故障的机会较多。一旦高压加热器发生故障，或因 严重泄漏造成壳侧满水，有可能造成汽、水倒流入汽 轮机，危及机组安全，因此必须将高压 加热器从系统中隔离出来。一般情况下，高 压加热器停运后，锅炉的水冷壁管易超温损坏， 发电
6、煤耗将上升 3%-5%。因此，加热器的安全稳定运行将直接影响到发电机组的出力及整个电厂的经济效益。3 影响高压加热器端差大的原因分析3.1 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。3.2 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 组有偏离 设计值较大的工况下运行。3.3 加热器水位的影响。高压加热器在“基准”水位运行是保证加热器性能的最基本条件，当水位降低到一
7、定程度时，疏水冷却段水封 丧失，蒸汽和疏水一起进入疏水冷却段，疏水得不到有效冷却，经济性降低；同时，水位过低易造成疏水带汽，使本级疏水的汽液两相流大量窜入下一级加热器，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。3.4 管束表面 污垢。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 压加热器出口温度降低，造成高压加热器给水端差大。3.5 空气积聚使传热效率降低。加热器中不凝结气体的来源是加热器停用、检修时滞留在加加 热 器项 目 单位 #1 高压 加热器 #2 高压 加热器 #3 高压加热器机组设备台
8、数 1 1 1型式 卧式 U 型管 表面加热 卧式 U 型管 表面加热 卧式 U 型管 表面加热总加热面积 m2 1050 1100 860给水量 t/h 960 960 960给水入口温度 245.1 202.2 172.6给水出口温度 275.1 245.1 202.2加热蒸汽压力 MPa 5.807 3.657 1.627加热蒸汽温度 383.7 329.6 430.3蒸汽流量 t/h 67.15 79.15 40.01疏水量 t/h 67.15 146.3 186.31疏水出口温度 250.6 207.7 178.1给水出口温度端差 1.7 0 0疏水出口端差 5.5 5.5 5.5管
9、内流速（15） m/s 1.95 1.95 1.95管侧流程数 2 2 2给水压降 MPa 0.1 0.099 0.082壳侧设计压力 MPa 7.5 4.7 2.12壳程设计温度壳侧 295 260 220壳程设计温度蒸汽入口 420 360 460壳侧水压试验压力 MPa 11.25 7.05 3.18管侧设计压力 MPa 27.5 27.5 27.5管侧设计温度 315 280 240管侧水压试验压力 MPa 41.25 41.25 41.25热器壳侧和水侧的空气，以及抽汽或疏水 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，增大了加热器的端差。高压加热器的参数如下表：14
10、 高压加热器水位的热经济性分析4.1 在电厂生产中，对加热 器水位偏高都很重视，因为加热器高水位运行可能引起汽轮机进水事故。且因部分管束被淹，有效传热面积减少，会使加热器性能下降，给水温度降低，运行 经济性降低。运行人员往往过多地从安全角度考虑，水位一定不能高，尽量在低水位运行。高压加热器运行水位偏低的情况，很多人员没有充分认识到高压加热器水位合理的重要性，且部分机组高压加热器正常水位的定值就不是很科学，忽 视 了高压加热器低水位运行的危害。4.2 机组经济性降低。汽轮 机组的高压加热器如果疏水水位 过低或无水位，蒸汽经疏水管窜入相邻较低的一级加热器，虽然蒸汽和热量没有出系统，没有 发 生明显
11、的热量和工质损失，但是蒸汽的品位能级却由高变低，能量发 生了 贬值，即蒸汽从上一 级加 热器窜入下一级加热器，大量排挤低压抽汽，因而热经济性降低。4.3 造成高压加热器管束冲刷，影响寿命。高压加热器水位偏低，水封丧失，疏水段水中 带汽，管子受高速汽流冲刷，易引起管子振动和疲劳破坏，并可能使下一级加热器汽侧超压，损害严重处多集中在水封进口底层的管排上。4.4 造成疏水管系振动、冲刷。高压加热器水位偏低，疏水段水中带汽，疏水冷却不充分，基本上为饱和水，甚至为汽液共流。疏水 经调节阀后，压力下降，疏水部分汽化，使容积流量增加，流速加快，导致管道及阀门、法兰等 产生振动，冲刷加剧，极易磨损，在管束弯头
12、处更重。4.5 造成水位波动、疏水不畅。高压加热器水位低时，疏水可能汽化及汽水共流，疏水容积流量增大，有效疏水流量减少，有可能出现疏水流动不畅现象，易造成水位波动。这种情况在高参数、大容量机组上更易出现，工况变化时，危急疏水阀有可能频繁动作。5 根据热平衡图知原始设计资料：额定功率：P N = 300MW，额定压力：P ms = 16.67MPa，额定温度：t ms = 537，主蒸汽流量：G ms = 892.43t/h，给水温度：270.5。 加热器端差：是指加热蒸汽的饱和温度与加热器出口水温度之差。端差的存在和 变化， 虽然没有发生直接的热损失，但是增加了 热交换的不可逆性， 产生了 额
13、外的冷源损失，降低了装置的热经济性。当加热器 i 现出端差（t s - tw），对应热量损失为（h s - hw），也可以认为是 i 级加热器在运行中出现的给水加热不足，显然这个加 热不足或端差将使下级 i + 1 加热器的抽汽量增加（h s hw ）。该抽汽量的增加将使新蒸汽的做功损失掉 （hs hw ） i + 1；与此同时，i 级加热器的抽汽量相应减少（hs - hw），使新蒸汽的做功增加（h s - hw） i。因此端差（ ts - tw）使新蒸汽等效焓降降低：h = （hs hw ）（i + 1 - i）由此引起装置效率的相对降低为：%0zijjh)(计算出三台高压加热器（#1 到#
14、3）装置效率的相对降低分别为 0.074%、0.325%和 0.019%。6 高压加热器低水位运行对机组经济性影响实例对某厂 300MW 机组三台高压 加热器低水位运行进行了热经济性定量计算:6871hqrhqQsr假设低水位运行使各加热器抽汽窜入下一级的份额均为 0.25，按照等效热降分析理论，因三台高压加热器运行水位过低，根据上面 计算的结果：高压加热 器（#1 到#3）装置效率的相对降低分别为0.074%、0.325%和 0.019%。总装置效率相对降低：0.074% + 0.325% + 0.019% = 0.418%，即使机 组煤耗降低 0.418%，若机组年发电量为 14 亿 kW
15、h，则 三台高压加热器低水位运行一年将多耗煤 1796.8t。7 加热器端差对机组热经济性影响分析实例若加热器的端差在增大，将造成 该加热器的出口水温度降低，造成给水吸热量减少，相应的抽汽量减少，同时下一级（压力更高）加 热器的进口水温度降低，抽汽量增加，使高品位的抽汽量增加，机组的热经济性下降。因此，在运行中，应注意监视加热器的端差。某 300MW 机组高压加热器的数据：#1 高压加热器 #2 高压加热器 #3 高 压加热 器序号 项目 单位 设计值 试验值 设计值试验值 设计值 试验值1 机组负荷 MW 300 301.5 300 301.5 300 301.52 给水流量 t/h 950
16、 950 9503 给水进口 温度 237.8 224.1 196.3 196.7 167.9 1774 给水出口 温度 266.3 257.8 237.8 224.1 196.3 196.75 进汽压力 MPa 4.96 5.937 3.12 4.146 1.34 1.7266 进汽压力下饱 和温度 264.7 274.86 237.8 252.46 196.3 205.07 进汽流量 t/h 69.53 70.79 41.668 加热器端差 （上端差） -1.7 0 09 加热器端差 （下端差） 5.5 5.5 5.510 给水温升 28.5 41.5 28.48 高压加热器端差大的解决措
17、施在机组实际运行中，根据高 压加热器端差大的具体表 现形式，具体分析原因，提出详细的处理措施。一般应对以下几个方面 进行处理：8.1 高压加热器管系或管板泄漏是高压加热器运行中比较大的缺陷，应该作停机处理，制定 详细的措施、步骤和工艺。对加热器进行查漏、堵管、 焊接， 对泄漏严重、堵塞率超过设计值的加热器，应更换最新设计的加热器或铜管。8.2 检查高压加热器水位和疏水调节阀是否正常， 调整加热器水位在正常范围，更 换泄漏的疏水调节阀。8.3 有效地排放不凝结气体。在高压加热器投入前，全部打开高压加热器上的排空气门，等高压加热器运行正常后再关闭的空气门，保留排汽到除氧器的空气门。运行中要保 证放
18、空气管路系统的畅通。为保证排气节流孔前后压 差，不宜将各排汽管并 联接到除氧器，应分别将各加热器排汽管接到除氧器。8.4 严格按温升及温降速率启、停高 压加热器，防止热冲击。高压加热器的温升率不宜大于 3/min，温降率不宜大于 1.7/min。8.5 避免严重过负荷工况运行。过负荷运行时，高压加热器进汽量加大，蒸汽在过热蒸汽冷却段中速度增大很多，激发局部管束振 动，造成局部管束疲 劳损坏。8.6 严格控制给水 PH 值和含氧量，减少管束表面的腐蚀 。#3 高压加热器水位调整前、后的相关数据将#3 高压加热器水位抬后，在其他参数基本不变的情况下，抽汽流量降低，疏水温度也明显降低。降低了 7t/
19、h，这不仅减少了高品质蒸汽的能量贬值，也减少了 对除氧器进汽的排挤，提高了回热系统的经济 性，而且使得第三段抽汽至除氧器蒸汽能正常投运。9 高压加热器无水位运行原因分析及改进措施9.1 不能对水位自动调整，水位不便于监视，运行人员为求方便省事，维持加 热器低水位运行。要加强运行监视，需经常检查维护水位自动装置，保持设备完好。运行人员要加强责任感，注意水位调整和监视，使高压 加热器的疏水调整维持在正常水位，水位既不能太高，也不能太低，使高压加热器安全经济地运行。9.2 疏水设备落后、老化，疏水 调整门磨损，泄漏量大，造成加热器低水位运行。建议采用汽液两相流原理的疏水自调节液位控制装置取代目前仍普
20、遍采用的由机械运动部件和电气控制部件组成的液压调节系统。该装置具有水位 稳定、无卡 涩、无泄漏、运行维护简单等优点。9.3 部分机组 高压加热器正常水位的定 值不是很科学，偏低。现各高压加热器水位一般都按照制造厂设计控制水位的零点定，制造厂 规定的控制水位是按静 态设计的。在运行 时，加热器筒体内实际水位和水位计显示的水位可能并不相同，由于部分型号的高 压加热器结构特点，疏水在靠近管板的疏水口疏出，造成疏水冷却段进口水封处水位最低，离水封越远，水位越高；水位计一般装在水封附近，而该处蒸汽流速较大，水位计汽平衡管进口处由于抽吸作用，使水位计显示水位比筒内实际水位高；水封进口易产生涡流，使得水位虚
21、假升高（ 约影响 65mm），故按静态确定的控制水位偏低，易破坏水封。要确保水位计指示准确。注意防止出现以下问题 ：汽平衡管太长，保温不好，蒸汽在其中凝结形成附加水位；水平衡管堵塞，阻碍凝结水回流入筒内，使指示偏高；水位计联络管安装位置偏高等。9.4 通过水位调整试验，确定合理的运行水位。由于部分机组的水位给定值不科学，建 议进行水位调整试验，确定合理的运行水位。试验很方便，工况稳定后，保持各参数不变，逐步提高高 压加热器水位，观察疏水温度不降情况，当水位提高到疏水温度不再降低时，说明此时已无蒸汽进入水封，然后再考虑适当裕量即为最低水位值，而高水位 则以不淹没排空气管 为限。10 结论由上述分
22、析得知，#3 高压 加热器端差大的主要原因是水位 过低，并 针对#3 高压加热器端差大的项目 #3 高压加热器调整前水位（DAS，mm） 175调整后水位（DAS，mm） 350抽汽压力（MPa） 1.697抽汽流量（t/h） 41.66给水出口温度（） 270.5#3 高压加热器疏水调节阀开度（%） 水位调整前：15mm，水位调整后：45mm。主蒸汽流量（t/h） 810热耗率kJ/（kWh） 8642真空（MPa） -0.095原因，提出了处理方法，有效提高了高压加热器的效率，确保了高压加热器的安全、经济稳定运行。参考文献：1王文喜 水泵检修M北京 中国电力出版社，2003， 56-982王文喜 热力网值班员M北京 中国电力出版社， 2002，102-2003李玉生 锅炉机组节能M北京 中国电力出版社， 2008，89-1204杨道武 电化学与电力设备的腐蚀与防护M北京 中国电力出版社，2004， 99-1105张开菊 热力网与供热M北京 中国电力出版社， 2008，60-816施维新 汽轮发电机组振动及事故M北京 中国电力出版社，2008， 56-78作者简介：姓名：马岩昕；工作单位：黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司发电部；邮寄地址：黑龙江省齐齐哈尔市碾北公路#1；邮编：161000；现任工作职务：发电部机化专工；职称：工程师；
