高压加热器端差大原因分析
高压加热器运行故障分析及对策
高压加热器运行故障分析及对策分析高压加热器运行中出现的故障问题，是为了保证火力发电厂的正常机组运行，提高经济效益。
文章针对高压加热器运行故障及应对措施做出了分析，针对常见的三种故障做原因分析及故障影响分析，并提出了应对的方法，加强日常检查、保证高压加热器的质量和加入人工操作，这对高压加热器的水侧和汽侧运行有一定的保障作用，保证水位和水温，最终提高高压加热器运行的经济效益。
标签：高压加热器；故障分析；泄露前言高压加热器是火力发电厂给水回热系统中的重要设备。
加热器运行状况的好坏，也与机组的经济性密切相关，因此加强监视加热器运行状况是运行人员的重要工作之一。
在运行中应注意监视加热器水位、温升和端差等问题，针对参数的异常，应认真总结分析，找出原因，以达到高加良好运行的目的。
设备简介：浙能温州发电有限公司三期2台汽轮机组为上海汽轮机厂生产的330MW亚临界、中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，属反动式汽轮机，与1087t/h亚临界、中间再热、控制循环汽包炉及330MW水氢氢冷却发电机配套，系统采用单元制布置。
该机组设有8级回热抽汽，分别送往3级高压加热器、1个除氧器和4级低压加热器。
高加水侧流量限额1008.9t/h，额定给水温度281.1℃。
1 高压加热器运行故障对运行系统的影响1.1 引起汽轮机水冲击当高加爆漏时，高加水侧的给水大量涌入汽侧，使汽侧的水位急剧升高达到报警值、解列值。
若危急疏水门疏水量不够或卡涩，抽汽逆止门卡涩不能联关或关闭不严密，在抽气电动门不能及时关闭的情况下，汽侧的水就会由抽汽管道进入汽轮机，发生严重的水击事故。
1.2 降低锅炉运行的安全稳定性由于高加的停运，给水只能通过旁路进入锅炉，给水温度降低，水在锅炉中的吸热量增加，相对于锅炉内热负荷的蒸发量减少，从而引起过热蒸汽温度过高，易引起过热器管壁超温。
1.3 降低机组经济性高加故障停运时，进入锅炉的给水温度降低，相同负荷所需燃料量增加。
高压加热器疏水端差大原因分析及对策71
高压加热器疏水端差大原因分析及对策摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。
本文从运行角度分析，根据系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素，分析了高压加热器疏水端差偏大的原因和危害，并提出详尽的应对策略，对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。
关键词：机组；高压；加热器；疏水；端差；偏大；原因；对策前言高压加热器是电厂回热系统中的重要组成设备，其运行性能的好坏，与机组的经济性密切相关。
衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等，其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。
本厂高压加热器实际运行时的疏水端差较设计值偏差较大，最高达22℃，大大降低了回热系统的经济性和安全性。
因此，找出导致疏水端差过大的原因并采取措施降低疏水端差显得尤为重要。
设备简介：申皖公司一期两台汽轮机均采用上海汽轮机有限公司与德国西门子联合制造的产品，该机组四台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产，其结构为卧式U型管管板式。
A9（调整抽汽）、A8、A7（高压缸排汽）、A6级抽汽分别供给四台高压加热器，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（A6高加）疏至除氧器。
一、高压加热器疏水端差偏大的影响本厂自2016年投产以来，#1机组四台高加疏水端差均不同程度的高于设计值（5.6℃），其中A8加热器疏水端差最高达22℃。
疏水端差过大会导致以下三方面问题：一是高压加热器的实际换热量低；二是疏水端差过大意味着疏水温度过高，因此疏水温度更接近饱和温度，在疏水管中容易产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。
由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全；三是疏水温度过高会加重下级高加的工作负荷，造成下级疏水端差进一步增大。
金堂电厂600MW#2高加下端差偏大的原因及处理
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。
高压加热器运行中存在问题分析
高压加热器运行中存在问题分析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。
关于过热器上下压差偏大原因分析报告
关于过热器上下压差偏大的分析报告公司领导：我公司2#炉10月26日在运行过程中上级省煤器出现管座开裂泄漏故障，被迫紧急停运，经抢修于21日投运，在抢修过程中对省煤器处积灰进行了清理，从投运各参数看，2#炉尾部过热器上下差压较大，达到1000Pa左右，给锅炉运行带来了影响：1、增加了引风机电流损耗；2、燃烧垃圾时冒正严重，降低锅炉出力。
通过锅炉运行四年多经验分析，过热器处炉墙倒塌会引起过热器上下压差偏大， 2#炉于10月25日停运，对过热器进行检查，发现低温过热器和高温过热器处积灰比较严重，管排间距较小，在1cm 左右。
“积灰”是指温度低于灰熔点时灰沉积在受热面上的积聚，积灰通常可按如下标准进行分类：（1）根据飞灰温度范围划分，可分为熔渣，高温沉积灰，低温沉积灰。
（2）根据积灰的强度，可将其分为松散性积灰和粘结性积灰两种。
积灰是个复杂的物理化学过程，是目前垃圾焚烧循环流化床锅炉运行中的重要影响因素。
我公司自2008年运行以来，制约锅炉运行周期最严重的问题是：尾部烟道受热面积灰严重。
通常情况下垃圾焚烧炉运行20天左右，在尾部烟道受热面可观察到显著的积灰现象，最严重的时候，35天左右需要停炉进行清灰维护。
我公司过热器积灰为垃圾焚烧过程中形成的高温烧结灰，属于粘结性积灰。
它主要是在管子迎风面形成并沿着气流方向生长。
这种积灰会引起管束阻力不断地迅速增长，导致受热面压差大。
积灰底层相当坚硬密实，具有很高的烧结强度。
外层积灰较内层松散，灰粒间存在孔隙结构。
灰整体呈梳状，硬而脆，形成后难以用吹灰器清除。
锅炉尾部烟道受热面积灰会引起很多问题，主要有经济性和安全性两个方面，积灰可以降低炉内受热面传热能力，增加传热阻力，降低锅炉经济性；在高温烟气作用下，积灰会与管壁发生复杂的化学反应，形成高温腐蚀；使锅炉连续运行周期缩短；积灰清除困难，增加工人劳动强度。
通过对其他同类型电厂了解，飞灰中的碱金属元素比较高。
而水溶性的碱金属化合物在高温区中会发生气化，气化的碱金属化合物与挥发性氯结合形成碱金属氯化物。
200MW机组高压加热器换热效果差的分析与处理
２００ＭＷ机组高压加热器换热效果差的分析与处理郭晓云摘㊀要：针对下花园发电厂２００ＭＷ机组高压加热器换热效果差的问题，技术人员根据现场情况研究分析，对可能造成问题的各项原因进行排查，通过更改垫片形势和改进隔板安装工艺，最终解决了高压加热器换热效果差的问题，提高了最终给水温度和机组的经济性，对同类机组具有参考意义㊂关键词：高压加热器；换热效果；给水温度一㊁引言高压加热器（以下简称 高加 ）是火力发电厂回热系统中的重要设备，它是利用汽轮机的抽气来加热锅炉给水，使其达到所要求的给水温度，从而提高电厂的热效率并保证机组出力㊂高压加热器换热效果的良好与否，直接决定了进入锅炉的给水温度，是影响机组运行经济性的关键因素㊂下花园发电厂＃３机组给水回热系统由４台低加㊁３台高加㊁１台除氧器㊁蒸汽冷却器㊁疏水冷却器组成，其中＃１ ＃３高压加热器为立式Ｕ型管表面式换热器，制造厂为东方锅炉厂，设备型号ＪＧ－５３０－５，投产于１９８８年㊂近年来，＃１ ＃３高加换热效率明显降低，造成给水温度偏低，离设计值要求甚远㊂文章主要针对此项问题的原因分析和处理方法做了介绍㊂二㊁高压加热器结构及工作原理高压加热器由高压水室，管系和外壳三个基本部件组成，简单来说，可以将高加分为水侧和汽侧两部分㊂水侧：给水由给水进口进入高压水室，经由传热管束吸收蒸汽热量，升温后回到高压水室由出口流出㊂其中高压水室内设有可拆卸分程隔板用以分隔给水出入口㊂汽侧：来自汽轮机的抽汽由蒸汽进口进入高加汽侧，向传热管束放热后凝结，与上级疏水混合后由疏水出口流出㊂图１ 高压加热器结构图三㊁给水温度及高压加热器换热效果的调查（一）给水温度调查对１月１日 ３月３１日给水温度进行调查，选取额定工况（２００ＭＷ）下给水温度数值，每月选取数点计算月均值，最后求出总均值㊂数据显示，在额定工况下，１ ３月份平均给水温度只达到２３１．６ħ㊂（二）端差调查高压加热器的端差是衡量加热器换热效果的重要指标，对＃１－＃３高加的端差数据进行调查统计如下：高加序号抽气压力ＭＰａ对应饱和温度ħ出口给水温度ħ实际端差ħ设计饱和温度ħ设计出水温度ħ设计端差ħ＃１高加１．０１７９．９１７１．１８．８１８５．３１８３．２５２．０５＃２高加２．３２１９．６２００．９１８．７２１９．１２１６．９５２．１５＃３高加３．３２３９．２２２８．５１０．７２４１．７２３９．６５２．０５㊀㊀通过统计计算，我们发现＃１－＃３高加的端差分别为８．８ħ㊁１８．７ħ㊁１０．７ħ，远远大于设计端差值２ħ左右㊂四㊁高压加热器换热效果差的原因分析及处理针对高压加热器换热效果差的现象，从调整方式㊁运行参数㊁设备及检修工艺等各方面进行原因分析，主要从以下几个问题入手㊂（一）运行调整及参数为确认是否由于运行调整及参数变化问题而导致换热效果变差，对ＳＩＳ系统历史数据进行查阅，数据显示＃１－＃３高加运行时的水位均在合理范围内小幅波动，未发生由于调整不及时造成水位异常的情况，各高压加热器抽气参数均在正常范围内，符合设计参数，高加疏水调整门的开度数据正常，疏水导流通畅㊂（二）管束泄漏将高压加热器与系统隔离，并于汽侧注入０．３ＭＰａ压缩空气，检查水侧管口，没有气体漏出，说明管束完好㊁且与管板接合严密㊂（三）隔板变形及裂纹解体高压加热器后，对隔板进行了检查，发现隔板平整，无明显变形及裂纹现象㊂（四）堵管率高经过对历史检修记录的查阅及现场设备的检查，＃２㊁＃３高加均无堵管现象，＃１高加堵管根数为６根，堵管率０．６％，远小于需要更换管束的１０％标准㊂（五）管束结垢高加解体后对管束内壁进行了仔细检查，内壁光滑平整，无明显结垢现象㊂（六）隔板垫片选用不当对使用过的垫片进行了检查，发现原高压石棉板垫片有冲刷痕迹，说明隔板密封不严，导致部分给水未经换热直接㊀㊀㊀（下转第１８０页）人员还需要在较为明显的位置将回路标注清晰㊂另外，在实际的安装过程中还需要保证每一个螺丝都足够牢固，另外在安装时还需要在安装的下方位置留出一定的空间，并保证这一空间内不能够安装其他的电器㊂在使用低压配电箱的时候还需要注意，如果开关之间存在的电流较大，那么为了保证施工安全就需要及时安装相应的防爆阻燃配电箱㊂（二）及时安装室外配电箱要知道，室内的配电箱与室外的配电箱在功率和作用上都有着显著的差异㊂因此，施工人员在选择配电箱的时候就需要按照实际的施工状况来进行选择，同时，还需要结合机电设备的实际设计来进行选择㊂在安装室外配电箱的时候还需要考虑到其防雨性和防晒性，同时，还需要加以固定措施，有效避免了配电箱可能会受到的影响㊂（三）系统的安装和调试机电设备在安装配电柜之前还需要施工人员充分掌握机电设备的实际运行条件和运行参数，同时在安装之后还必须要对其进行试验，对于一些潜在的故障因素及时解决㊂解决故障隐患的主要措施主要体现在以下几个层面，分别是：充分做好施工准备；结合具体要求进行机电设备数据的收集；配电检查，最后还需要及时排查供电数据，一旦电流超过正常范围就需要及时停止，避免机电设备受到再次伤害㊂五㊁结语综上所述，对于建筑项目而言，建筑机电安装工程是贯穿于始终的重要组成㊂建筑机电安装工程甚至会为建筑项目的整体效益带来非常重要的影响㊂由此可知，对于建筑工程而言，机电设备的实际安装过程也有着非常重要的意义㊂文章主要针对现阶段建筑工程中机电设备的具体安装工程展开了研究，详细阐述了机电设备的安装技术，希望能为相关研究提供一定的理论依据㊂参考文献：［１］唐秀芳．浅析信息化技术在机电设备安装工程中的融合应用［Ｊ］．中国建筑金属结构，２０１９（１）：９８－９９．［２］黄彩琼．建筑工程中机电设备安装技术管理存在的问题及应对方法研究［Ｊ］．四川建筑，２０１９，４０（５）：３６６－３６７．［３］钟文彬．电气设备安装施工技术在建筑工程中的应用要点探讨［Ｊ］．江西建材，２０１９（９）：２０１－２０２．［４］刘道兴．变电站电气安装施工常见的故障及处理措施探究［Ｊ］．无线互联科技，２０１９，１７（１８）：１７３－１７４．［５］乔张辉，乔登辉．矿山机电设备安装工程施工技术重点探讨［Ｊ］．中国石油和化工标准与质量，２０１９，４０（１０）：２００－２０１．［６］李谋喜．水电站工程中机电设备的安装与施工技术管理［Ｊ］．建筑技术开发，２０１９，４７（９）：６６－６８．作者简介：王虓，江苏安防科技有限公司㊂（上接第１７８页）由出口流出㊂通过对其他发电厂的调研，各企业的高压加热器隔板垫片的选用基本采用三种材质：高压石棉板㊁石墨复合垫㊁铝合金㊂序号材质优点缺点１高压石棉板耐高温㊁价格低廉㊁制作简单耐压性能差，运行过程中易冲蚀２石墨复合垫耐高温高压㊁密封效果好不具备制作条件，需采购，采购周期长，价格昂贵３铝合金耐高温㊁较好耐压，价格低廉制作复杂㊀㊀通过三种垫片材质的优缺点对比，我们认为铝合金垫片既能满足设备运行的需要，同时价格低廉，制作上也是可行的，所以我们选定铝合金垫片替代原有的高压石棉板垫片㊂（七）隔板安装方法不当原隔板分成数块由螺栓固定在水室中，其接缝处未做处理，部分给水未经换热由缝隙处直接流出，甚至导致隔板的严重冲刷破损，漏流量增大的同时严重降低了换热效率㊂为杜绝此现象的再次发生，经过讨论决定采用将隔板接缝进行焊接的改进工艺，来确保密封效果㊂隔板回装后对各隔板的接缝处做了焊接处理，直接杜绝了由接缝处漏流的现象，同时避免了给水对隔板的冲刷㊂五㊁效果检查机组启动后对给水温度进行检查，选取１１月１日 ３０日额定工况（２００ＭＷ）下给水温度数值，随机选取１０个测量点计算均值㊂实施后的平均给水温度达到了２４０．１２ħ，较实施前的２３１．６ħ提高了８．５ħ，超过了２４０ħ的设计值㊂按照２００ＭＷ机组给水温度每提高１ħ机组的煤耗降低０．２ｇ／ｋＷ㊃ｈ，给水温度提高８．５ħ，年发电量８亿度，煤价３００元／吨来初步计算，每年可节约资金约为４０．８万元㊂六㊁结语针对高压加热器换热效果差的现象，应从多方面查找原因进行处理，排除调整方式㊁运行参数㊁设备问题等原因后，重点对隔板垫片及安装工艺进行改进调整，使隔板密封严密，防止漏流现象产生㊂在设备运行时，一方面，要对各项指标严密监视，精心调整；另一方面，要仔细观察记录运行趋势，做好设备的劣化分析，为设备的检修提供指导㊂利用机组停机检修的机会，对影响高压加热器换热效率的各方面原因进行全面检查，尤其是定期检查隔板垫片的密封情况，发现垫片冲蚀现象要及时进行更换㊂参考文献：［１］刘宝珠．浅谈火电厂汽轮机状态检修［Ｊ］．中国电力企业管理，２０１９（３）：９５．［２］陈文超．浅谈发电厂汽轮机检修中的状态检修技术［Ｊ］．产业科技创新，２０１９，１（１）：１００－１０１．作者简介：郭晓云，大唐国际发电股份有限公司下花园发电厂㊂。
高压加热器运行中存在的问题及对策6
高压加热器运行中存在的问题及对策内容摘要：火力发电厂高压加热器由于处于高温高压下工作，故较易损坏，损坏后高加不能投入运行，给水温度将要下降，文章指出了电厂高压加热器存在的管子及胀口泄漏，给水自动旁路密封不佳，疏水系统自动投入不良等一些较普遍的问题，分析了这些问题的成因，进而提出了针对性的处理对策。
关键词：高压加热器；泄漏；投入率；对策1 前言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（以下简称高加）承受的给水压力和温度相应提高；在运行中还将受到机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变，这些都会给高加带来损害。
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。
2 存在的问题为了确保火力发电厂的安全经济满发，各高加均应投入运行。
如因故障必须停用高加时，应按照制造厂规定的高加停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的允许最大出力。
发电厂高加在实际运行中存在的主要问题如下。
2．1 管子及管子与管板的泄漏管子及胀口泄漏，是各厂均存在的普遍问题。
我厂1号机2台高压加热器由于给水泵出口压力过高，导致高加管束长期处于高压及高速流体的冲刷下漏管率达20％以上，致使高加长期不能投入，使得给水温度下降60多度，严重影响了电厂的经济效益，现均已换新。
我厂以前的老厂也常处理漏管，少则堵了二三根，多的达十几根，且普遍有停机后再启动时漏管现象。
目前厂家一般处理办法是在检修中查漏后加堵，这样，在未完全明了泄漏是胀口漏还是管子本身泄漏的情况下，就会把原应加以补焊的管子都堵死。
2．2 给水自动旁路装置密封设计不佳进口联成阀壳体内旁路套筒间隙处漏。
运行中发现，#1-5高加其出口水温比原先出口水温低6℃左右。
600MW亚临界机组高压加热器端差问题分析与研究
600MW亚临界机组高压加热器端差问题分析与研究作者：杨乐乐来源：《科技资讯》2018年第20期摘要：目前，高参数大容量的火电机组大多采用7～8级的给水回热循环以提高机组的循环热效率，高压加热器作为回热循环的重要组成部分，其运行工况关系着整台机组的经济性，因此高压加热器的在运行中存在的问题也逐渐受到重视。
机组随着投产时间的增长逐渐老化，高压加热器在运行过程中端差大、温升小、内部泄露及安全运行等问题会日渐凸显，影响机组的经济性和安全性。
本文将针对600MW亚临界空冷机组高压加热器的端差问题进行分析和研究。
关键词：亚临界空冷机组高压加热器端差问题中图分类号：TK263 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2018）07（b）-0018-02国华锦界能源有限责任公司（简称“国华锦能”）一、二期4台汽轮机组均为上海汽轮发电机有限公司生产的N600-16.7/537/537型汽轮机，该汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，机组配置了由上海动力设备有限公司生产的3台管板-U 形管束卧式高压加热器（简称“高加”），内置三段式表面换热器，#1高加汽源为高压缸第6级后的一段抽汽，#2高加汽源为冷再来的二段抽汽。
1 高加运行存在的问题1.1 高加疏水端差“两极化”国华锦能四台机组高加在在运行过程中存在不同程度的疏水端差两极化问题，在满负荷600MW工况下，3号机组#1、#3高加的疏水端差分别达到13℃和11.7℃，远高于设计值5.6℃，而#2高加的疏水端差却只有3.5℃，3台高加的疏水端差向着不同的方向偏离设计值。
1.2 #2高加给水端差大、温升小在表2中可以看到，#2高加在满负荷600MW时，#2高加入口给水温度为219.7℃，设计值为220℃，但给水端差为2.96℃，高加出口温度低于高加壳侧进口蒸汽压力下的饱和温度，高加蒸汽冷却段转变为蒸汽凝结段，可见#2高加内部总的换热量已明显低于设计值。
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高压加热器端差大原因分析
【摘要】文章对本厂600MW亚临界空冷机组高压加热器下端差大的问题进行深入分析，重点介绍了造成#3高加下端差异常的原因。
【关键词】高加下端差、高加传热、高加疏水温度
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。
2、检查#1高加出口水温和高加系统后给水母管温度，偏差不到1℃，可以排除高加给水旁路内漏。
3、检查高加运行排气阀，开度合适，排除排气不充分，高加内积气影响换热的因素。
4、以设备厂家规定高加的“0”水位为0位，在保持出口水温不变的情况下，不断提高高加水位，观察高加疏水温度变化情况，试验发现，除#1机#2高加疏水温度下降3℃下端差由12℃下降为9℃以外，其他高加下端差没太大变，从而排除由于正常运行中高加水位长期偏低造成高加端差大的可能。
5、在做水位试验过程中通过对高加疏水的实地测温发现：#1机#3高加正常疏水的温度测点安装位置不合适，测温点没有象#2机那样，安装在距离#3高加正常疏水出口较近的直管段上，而是在距#3高加至除氧器入口不到两米的位置，且在#3高加至除氧器疏水调阀后。
这也就解释了为什么相同负荷条件下，DCS 显示#2机#3高加正常疏水温度比#1机#3高加正常疏水温度高接近20℃，而就地接近#3高加疏水出口实测#1、2机#3高加疏水温度却是十分相近的，所以说，#1机通过DCS计算出的下端差接近0或有时是负值是不真实的。
#1机由于#3高加正常疏水温度测点受疏水调阀节流、扩容、降压和除氧器温度的影响，使其显示值一直接近除氧器温度。
6、通过以上原因分析我们基本排除了，下端差大是由于运行状况和设备缺陷问题，接下来我们对设备设计参数和运行参数进行比对，比对过程中发现了造成我厂高加下端差大的根本原因：
#1机负荷600MW，背压12.83，主蒸汽流量1883吨/小时，高加参数比较：
汽轮机设计参数：#1段抽汽压力 6.102MPa/抽汽温度388.4℃/抽汽量130.14t/h；#2段抽汽压力3.838MPa/抽汽温度324.9℃/抽汽量111.t/h；#3段抽汽压力2.269MPa/抽汽温度474.3℃/抽汽量75.2t/h。
通过一系列的参数对比可以看出：
1、府谷电厂#3高加端差大的主要原因是：因为#3高加入口温度的设计值177℃比运行值190℃低13℃，而除氧器出水温度运行和设计值接近且符合要求，这样就造成换热温差减小，换热程度降低。
2、#2高加端差偏大，运行给水温升28℃低于设计值41℃的原因是：入口水温220℃高于设计水温206℃，且抽汽流量汽轮机设计值111.917t/h比高加本身设计值156.49t/h低44.57t/h。
3、#1高加端差大主要是：运行抽汽参数均略高于设计参数。
4、由于空冷机组背压变化较大，相同负荷不同背压下各抽汽、给水参数变化大，也会造成运行中高加参数偏离设计值。
综述：
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。