高加解列
高加联成阀无法解列原因分析与创新解决方案
高加联成阀无法解列原因分析与创新解决方案摘要：CCI公司早期生产的高加联成阀因阀内件均为金属配合，经过一段时间运行后，上下腔室窜水，导致联成阀解列时拒动。
我厂创新将蓄能圈密封件应用在联成阀，在国内尚属首次，有效地解决了高加联成阀解列时拒动缺陷。
关键词：高加联成阀；蓄能圈；解列1.设备概况我厂某机组的高加给水进出口三通阀选用CCI公司生产的型号为：VHB-140TS的产品。
高加联成阀结构如下：高加进口为三通阀，出口是角阀，俗称高加联成阀。
此联成阀最大的特点，在于它的控制水部分是利用自身的给水作为动力源，该系统简单，操作方便，动作可靠，能快速实现（约3—5秒）高加水侧与高加旁路之间的相互切换。
1.问题出现该机组高加给水进、出口联成阀的泄放管是由两路泄放汇至一路到高加保护水阀，在试验高加解列时，高加保护水阀打开，进、出口阀应同时关闭。
而自该机组高加投产之日起，某机高加解列时，联成阀无法正常关闭问题没有彻底解决过，高加无法退出，形成安全隐患。
1.原因分析3.1高加联成阀开启和解列原理给水经注水阀向高加开始注水，活塞上、下部分表面积相同，上、下部分受力可看作相互抵消，故活塞所受的合力为零；阀芯的上、下表面，所受压力也为当时的给水压力，但因阀芯下部表面积要大于上部表面积，阀芯所受合力始终不为零，且垂直向上，当给水压力达到一定值，联成阀被抬起。
当高加因某一原因（如水位高高）自动或手操撤出时，高加控制阀打开，活塞下方的给水迅速泄压（活塞与活塞缸间的间隙很小，活塞下方来不及补水），而活塞上方仍源源不断地有给水补充着，使得活塞上下形成巨大的差压，这时活塞所受向下的合力远远大于阀芯所受向上的合力，阀芯就被快速关下，高加水侧即刻隔离。
3.2高加联成阀无法解列原因分析联成阀解体后，检查各配合部位均无明显卡涩拉毛痕迹，且存在配合间隙，间隙值符合当时出厂要求，具体尺寸见下表（单位:mm）进口联成阀结构图进一步分析发现，高加三通阀为液压自力式结构设计，该阀为2005 年的早期设计阀门，在阀门从正常运行到切换旁通时需要对阀门内部自力小活塞下腔进行泄压，方能保证阀杆下关。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究1. 引言1.1 背景介绍随着我国火电机组的迅速发展，300MW火电机组在能源生产中扮演着重要的角色。
近年来，随着机组的运行时间的增加，高加长期解列现象逐渐凸显出来。
高加长期解列是指机组在长期运行中由于各种原因导致设备磨损、损坏或老化，进而影响机组的正常运行。
这种现象不仅可能导致机组的性能下降，还会对机组的安全性和稳定性造成一定的影响。
为了更好地了解300MW火电机组高加长期解列对机组的危害，本研究将对机组的危害因素进行深入分析，并探讨解列对机组、环境以及经济的影响。
通过对这些影响因素的研究，可以为相关部门提供科学的依据，采取有效的措施来减少机组的危害，保障机组的安全运行，提高火电发电效率。
对300MW火电机组高加长期解列的研究具有重要的理论和实践意义。
通过深入探讨这一问题，可以为提升我国火电机组运行水平，保障国家能源安全作出积极贡献。
【背景介绍完】.1.2 研究意义研究意义：300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究具有重要的实用价值和科学意义。
通过深入研究机组的危害因素和影响，可以为相关行业提供科学依据和技术支持，帮助其更好地管理和维护设备，提高机组的运行效率和安全性。
解列对机组的影响不仅涉及到机组本身的运行情况，还与环境和经济等方面密切相关。
研究解列对环境和经济的影响，有助于制定合理的环保政策和经济发展规划，促进可持续发展。
深入研究300MW火电机组高加长期解列的危害，对于推动相关领域的发展，促进社会进步具有重要的现实意义和理论价值。
2. 正文2.1 300MW火电机组高加长期解列的概念300MW火电机组高加长期解列是指在火电机组运行过程中，由于各种原因导致机组运行工况超出设计范围，达到或接近极限状态的一种运行状况。
高加长期解列会导致机组运行参数超负荷运行，工作介质性质变化，设备受热损伤程度加剧，从而加速设备的老化和损坏，对设备的安全稳定运行造成严重威胁。
机组满负荷高加水位高解列培训课件
600MW满负荷工况下 高加解列应对策略—高工
1、第一时间发现后，立即解列机组协调； 2、将煤量立即手动调整至跳闸前的原总煤量少10吨的数量；保持机组调门开度 不变，允许机组超限运行（不要超过650MW情况下）； 3、在主汽压力降低时尽量采用非燃烧的方法让速度慢点：采用关小机组调门的 手段。若主汽压力比较稳定，则汽包水位、主汽温度就相对稳定； 4、汽包水位专人监视（主再热汽温同步做好监视）：给水流量、蒸汽流量必须 时时相对匹配；给水压力、汽包压力要匹配。当汽包压力降低时必须同时降低给水 泵勺管降低给水压力，保证差压匹配，否则会导致汽包水位迅速大幅度变化引起锅 炉MFT。同时引起主汽温度大幅度变化。 5、各参数稳定后负荷保持在560MW左右，在汽温允许情况下，适当加负荷。
3、高加解列对汽包水位的影响
❖ 在协调工况下，汽机高调门自动关小，主汽压力升高，汽包水位下降，锅炉给水量和 燃料量还未进行调整时，汽包水位变化实际上是个虚假水位现象，此时锅炉贮水量反而 在增加，而水位的瞬间降低给了给水自动控制系统一个错误的前馈信号，给水自动控制 系统发出加大给水的指令，电泵转速上升，使得给水流量大于蒸汽流量
1、确认高加解列正常，给水走旁路，1、2、3段抽汽切除。 2、切除协调至全手动控制，将汽机指令关小10 %的开度（额定蒸汽参数下520MW汽机 调门开度），目标是减少主汽进汽流量250 T/H左右，减至520MW额定工况进汽量，降低事 故工况下负荷峰值。 3、减低最上层磨10~20T/H煤量，缓和关小调门后的主汽压力上升，并预控主汽温升，保 持燃烧稳定（防止燃烧扰动汽温）。 4、减温水立即切手动，提前投入1级减温水，每侧增加25T/H减温水，使减温器后温度降 低15~20℃，提前投入2级减温水，每侧增加15T/H减温水，使减温器后温度降低10℃。 5、摆角预控性下摆5℃。 6、专人控制汽温。 7、专人监视给水自动运行调节正常，监视汽包、除氧器、热井水位正常。 8、专人监视机侧本体参数。 9、主值掌握主控协调，负荷出现峰值前优先控制负荷，预控温度，负荷峰值过后，优先 控制温度，温度峰值过后，控制汽机调门、稳定燃烧保持汽包压力平稳，平稳机组工况。
单台高加汽侧解列对机组运行的影响
单台高加汽侧解列对机组运行的影响摘要：本文以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。
为同类型机组出现类似异常工况时提供了解决问题的方向。
关键词：单台高加汽侧解列；运行影响；调整方式1高压加热器系统简介1.1高压加热器及系统介绍甘肃靖煤白银2×350MW热电厂高加系统采用的是“大旁路”系统, 配置了高加组入口旁路联合阀(ac 导通则表示高加投入运行, ab 导通则为高加旁路投入运行)。
高加正常疏水采用了气液两相流“1号→2号→3号→除氧器”的逐级自流方式, 每台高加都有事故疏水阀放水至凝汽器疏水扩容器。
其水侧、汽侧的系统布置如图1所示[1]。
1.2 高压加热器的保护该电厂350MW 机组高加水位保护设置情况如下表1 所示。
2单台高加汽侧解列案例2.1 #3高加汽侧解列工况介绍2015年9月24日7时10分，#1机并网后升负荷阶段，#3高加液位升高，采取全开疏水器前截门及旁路门，关小疏水器进气门等方法后，#3高加水位仍然升高至Ⅱ值，事故疏水电动门未联开，就地手动也打不开。
为保证给水温度，运行人员采取手动解列#3高加汽侧，高加水侧运行，#1、#2高加疏水通过事故疏水门排入凝结器。
期间，虽联系检修处理，但检修回告此缺陷必须停机后处理。
25日18时，负荷一直维持250MW运行，无法继续升负荷。
此时主蒸汽温度535.1℃，主蒸汽流量983.6T/H，给水流量933.4T/H，凝结水流量1237T/H，两台凝泵运行。
四抽压力0.495MPa，辅汽压力0.707MPa。
由于四抽压力低，A、B小机汽源均由辅汽接带（辅汽联箱由四抽和冷段同时接带）。
出现的问题有：一、负荷无法继续增加；二、凝结水用量大，凝汽器水位无法维持；三、除氧器用汽量增加，四抽至除氧器供汽量加大，四段抽汽无法满足两台小机用汽。
处理的方法：经电科院调试人员检查分析后，要求白银热电运行人员解列所有高加汽水侧。
【新问题解析】高加解列对SCR和SNCR脱硝系统的影响分析
【新问题解析】高加解列对SCR和SNCR脱硝系统的影响分析高加解列对SCR和SNCR脱硝系统的影响分析系统介绍SCR系统SCR系统由供氨系统、氨气喷射系统、催化反应系统以及控制系统等组成，目前国内使用催化剂的最佳反应温度可控制在310-420℃之间，为避免烟气再加热消耗能量，一般将SCR反应器置于省煤器后、空气预热器之前，即高尘段布置。
氨气在空气预热器前加入，并与烟气混合。
SNCR系统SNCR脱硝系统，即在没有催化剂的条件下，在适合脱硝反应温度的区域内喷入还原剂，将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。
由于该工艺不用催化剂，必须在850 ~ 1100℃高温区喷入还原剂，因此将SNCR布置在炉膛出口。
高加解列对锅炉影响1、锅炉给水温度降低，炉膛的水冷壁吸热量增加，在燃料量不变的情况下使炉膛温度降低，燃料的着火点推迟，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，辐射吸热量减少；若维持锅炉的蒸发量不变，则锅炉的燃料量必须增加；引起炉膛出口烟气温度升高，汽温升高。
高加解列后，机组出力要根据燃料情况（发热量、挥发份、灰分等）、制粉系统出力、锅炉管壁温度是否超限、减温水调节余量等综合考虑而定。
2、锅炉给水温度降低，使尾部省煤器受热面吸热增加，SCR反应器入口温度降低，排烟温度降低，低负荷时，烟气温度过低容易造成受热面的低温腐蚀。
对SNCR的影响在机组低负荷时，SNCR反应区温度较低，脱硝效率低。
当高加解列后，炉膛出口温度升高即SNCR反应区温度升高，有利于提高脱硝效率。
在机组高负荷时，高加解列，SNCR反应区温度可能高于1200℃，NH3与O2的氧化反应加剧，生成NOX，脱硝效率下降。
对SCR的影响高加解列后，SCR反应器入口温度降低，在机组低负荷时，烟气温度甚至有可能低于300℃，此时脱硝系统继续维持运行，将可能导致催化剂活性降低，喷入过量的氨气与三氧化硫生成硫酸氢铵，粘结在脱硝催化剂和空预器上，并吸附灰尘，造成脱硝催化剂和空预器堵塞，从而使引风机出力降低，影响机组出力。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究随着能源需求的不断增长，火电机组作为我国主要的发电方式之一，发挥着不可替代的作用。
火电机组的运行过程中存在着一定的危害和风险。
本文旨在探讨300MW火电机组高加长期解列对机组的危害，并提出相应的解决方案。
对于300MW火电机组的高加长期解列，会给机组带来一定的损耗和磨损。
由于高加长期解列会导致机组频繁启停，对机组的转子、叶轮等部件产生冲击和磨损，降低了机组的工作效率和寿命。
高加长期解列还会引起机组的温度变化不均匀，使得机组的热应力增加，从而加剧了机组的老化和劣化。
高加长期解列还会对机组的运行稳定性带来一定的影响。
由于机组频繁启停，不仅会增加机组运行的不稳定性，还会降低机组的响应速度和调节能力，从而使机组的稳定性受到一定程度的威胁。
特别是在电网负荷变化较大的情况下，高加长期解列对机组的稳定性影响更为显著。
高加长期解列对机组的节能减排效果也具有一定的挑战。
虽然高加长期解列能够实现机组的低负荷运行，从而节省燃料消耗和减少排放，但是在解列过程中也存在一定的能耗和排放问题。
尤其是在频繁启停的情况下，机组的启动和停机的能耗较大，并且在解列过程中会产生一定的氮氧化物和颗粒物排放。
针对以上问题，可以从以下几个方面着手解决。
加强对机组的维护和保养工作，及时更换老化和损坏的部件，延长机组的使用寿命。
改进火电机组的设计和制造工艺，提高机组的启停性能和稳定性，减少因高加长期解列而带来的损耗和磨损。
优化火电机组的运行策略，合理调整机组的负荷和频繁解列，减少对机组的影响。
加强对火电机组的环保管理，采取有效的措施减少机组的能耗和排放，提高机组的节能减排效果。
300MW火电机组的高加长期解列对机组存在一定的危害和风险，包括损耗和磨损、运行稳定性影响以及节能减排效果挑战。
但通过加强机组的维护和保养、改进机组的设计和制造、优化机组的运行策略以及加强环保管理等措施，可以有效降低机组的危害和风险，提高机组的运行效率和可靠性。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究摘要火力发电厂中，大容量机组均采用回热循环，以提升汽轮机的效率，但在运行过程当中由于缺陷处理不及时、检修工艺不到位、运行人员调整不及时等问题，导致加热器内部发生泄露甚至解列运行的事件时有发生，严重影响机组运行的经济性及附属设备的安全运行，故正常运行中加热器稳定运行尤为重要。
关键词解列;经济;影响;运行1 高压加热器系统的简介某厂高压加热器水侧采用的是“大旁路”系统，配置了高加组入口三通阀，高加汽侧正常疏水采用了“1号→2号→3号→除氧器”的逐级自流的疏水方式，每台高加都设有异常情况下控制水位的事故疏水阀，最后疏水至高加事故疏水扩容器，最后进入凝汽器热井[1]。
2 高加长期解列对机组的影响分析2.1 高加解列对机组经济性的影响从经济角度看，高加的停运将使给水温度降低，同时冷源损失增大，减弱了回热抽汽的回热效应，降低了热力循环的经济性。
特别是大容量机组高压加热器的退出，将使机组的出力下降8%—10%，供电煤耗增加5%左右，高加解列后，300MW机组满负荷运行给水温度降低84℃，按照给水温度每降低1℃，影响机组供电煤耗0.07689g/kw.h，高加解列影响煤耗达6.458g/kw.h，高加长期解列对机组经济性影响巨大。
2.2 高加解列对机组安全运行的影响（1）高加解列对锅炉效率的影响高加解列后锅炉效率有所增加，主要原因为高加解列后锅炉排烟温度降低了11℃，这主要因为高加解列后省煤器入口给水温度降低了84℃，根据传热学原理，锅炉省煤器吸热量将会大增，所以锅炉排烟温度降低了11℃。
所以高加解列后锅炉效率是增加的。
（2）高加解列对汽轮机效率的影响高加解列后汽轮机效率有所下降，机组在顺序阀运行的情况下高加解列前、后高压调节门开度会有所减小。
汽轮机#1、#2、#3段抽汽所对应的汽轮机做功单元焓降降低，#1、#2、#3段抽汽后的汽轮机做功单元焓降增加，即：汽轮机高压部分做功能力降低，中、低压部分做功能力增加。
高加汽侧解列操作票(2)
时分，全关＃机三抽电动门后，关闭三抽逆止门，开启正常疏水扩容器喷淋门，开启三抽逆止门前疏水气动门。
9
时分，视＃机#3高加水位关闭#3高加紧急疏水阀，关闭#3高加紧急疏水阀前、后手动门。关闭事故疏水扩容器喷淋门。
10
时分，据需要开启#3高加汽侧放气ห้องสมุดไป่ตู้及疏水直放门泄压。注意凝汽器真空变化。
11
时分，汇报值长，操作完毕。
5
时分，缓慢关闭＃机三抽电动门，控制高加出水温度变化率≯2℃/min。
6
时分，检查＃机#3高加汽侧压力降至高于除氧器压力0.2～0.3MPa,关闭#3高加抽空气手动门。开启#3高加紧急疏水门，用#3高加紧急疏水阀控制高加水位。
7
时分，关闭＃机#3高加疏水至除氧器疏水调节阀，关闭#3高加疏水至除氧器疏水调节阀前、后手动门。
操作记事（包括异常情况分析）
班次
职务
单元长
操作人
执行
情况
值长盖章处
车间意见
#机#3高压加热器汽侧解列操作票
编号：
开始操作时间：年月日时分结束操作时间：年月日时分
序号
操作内容
执行记号
1
时分，汇报值长，申请解列＃机#3高加汽侧。
2
时分，解除＃机高加水位保护联锁。
3
时分，开启＃机事故疏水扩容器喷淋门，开启#2高加危急放水至疏水扩容器气动门。关闭＃机#3高加疏水取样门。
4
时分，关闭＃机#2高加至#3高加疏水调节阀，关闭#2高加至#3高加疏水调节阀前、后手动门。
危险点分析：1、凝汽器真空下降：高加汽侧解列转检修，注意及时关闭转检修的高加危急放水气动阀前、后的手动门，防止高加危急放水门动作影响机组真空。2、高加泄漏：高加解列操作的全过程，严格控制高加出水的温降率，防止高加钢管胀口处泄漏。3、人员烫伤：操作阀门时应站在阀门的侧面，防止阀门盘根刺开伤人。4、高加水位保护误动：操作前注意及时解除“高加水位保护联锁”开关，防止高加汽侧解列过程中高加汽侧的疏水水位突然升高，导致高加水位保护动作。
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高加解列
机组运行中，若出现“高加水位异常”、“高加水位高高”光字牌报警时，
表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况
及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台
高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解
列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁
路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：
1 一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力
超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入
情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。
2 迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量
的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的
经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不
敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过
高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给
水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为
-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量
逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节
水位（高难度）。
3 高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较
大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除
氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额
定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
4 高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法
改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温
大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温
器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，
再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反
弹过高。
5 待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行
检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人
员处理。
6 由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止
除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防
止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。
7 汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调
节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、
三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密
监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。
8 加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温
度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证
除氧气水位正常。
处理：
1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动
门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。
2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。
3.注意快速调节主再热汽温，防止超温。通过燃烧及减温水共同控制。
4.凝汽器热负荷瞬间增大，注意监视高扩、本扩温度，及时投入减温水。
5.调节除氧器水位正常，防止凝结泵过负荷。
6.及时查找高加跳闸原因进行处理。应检查是否水位保护动作、高加水侧有无泄
漏、逐级及事故疏水调阀是否卡涩拒动等。
7.恢复投运时要对高加注水、汽侧暖管、开高加进出水门时注意调节汽包水位，
防止瞬间断水。
直流炉高加解列后，
1、负荷大概能加10％左右。
2、主蒸汽压力先因抽汽中断负荷上升调门快速关小而导致升高，
3、主蒸汽温度因为蒸汽流量下降而先升高，再热汽压因为高压缸抽汽减少，高
排蒸汽流量增大而先降低。
处理的要点就是
1、在解列初期注意调整汽温，防止超温，可不用退机组协调，协调会自动减负
荷，降给煤量，出现大的波动时干预一下即可。
2、随着机组负荷趋于稳定，给水温度下降导致蒸干点后移，主、再热汽温下降，
此时应注意协调在初期的减煤后应手动干预增加给煤量，以保证主再热汽温。
3、凝汽器和除氧器水位可由除氧器水位调整站自动调整过来，不必要干预。
4、高加解列后应注意抽汽管道上疏水门开启，并监视抽汽管道温度不出现剧烈
变化，防止汽轮机进水。
5、给水泵在高加解列瞬间小机进汽压力升高，给水压力升高、同时要求给水流
量降低，此时应注意给水泵转速应不会有太大变化，注意监视即可。